Курсовая. Курсовая работа. Эффективность гидравлического разрыва пласта по Аксаковскому месторождению студенту группы 4Эд116 Зиннатуллину И. И

• Название: Эффективность гидравлического разрыва пласта по Аксаковскому месторождению студенту группы 4Эд116 Зиннатуллину И. И
• Анкор: Курсовая
• Дата: 18.05.2023
• Размер: 0.64 Mb.
• Имя файла: Курсовая работа.docx
• Тип: Документы; #1140345
• страница: 2 из 7

Геологическая характеристика

В настоящее время в пределах Туймазинского месторождения выявлено девять основных продуктивных объектов, при опробовании которых получены промышленные притоки нефти: пласты DΙΙΙ и DΙV в отложениях старооскольского горизонта, пласт DΙΙ в муллинских отложениях, пласт DΙ в пашийских отложениях, продуктивный пласт в кровле турнейского яруса (C1t), продуктивная толща в терригенных отложениях нижнего карбона, в карбонатах заволжского и алексинского горизонтов. (карта Туймазинского месторорождения представлена на рисунке 1).

Таким образом, Туймазинское месторождение является многопластовым. На данный момент в разработке находятся пласты DΙ, DΙΙ, DΙΙΙ, DΙV, песчаники бобриковского горизонта (C1bb), известняки верхнефаменского подъяруса (D3fm) и турнейского яруса (C1t).



Рисунок 1 - Карта Туймазинского месторождения

Пласты С1t турнейского яруса представлены переслаиванием известняков и доломитов. На месторождении в турнейских отложениях залежи нефти массивного типа, имеют разные размеры. Коллекторы в отложениях турнейского яруса осложнены «врезами», образовавшимися в результате «размыва» карбонатных пород, которые подвергли разрушению местами либо только небольшую верхнюю часть или всю толщину турнейского яруса. Эффективные нефтенасыщенные толщины отложений турнейского возраста изменяются от 1,2 до 43 м, в среднем 14,4 м, общая нефтенасыщенная колеблется от 1,0 до 42 м, средняя 21,0 м. Коэффициент расчлененности составил 2,76.

Пласты C2b представлены известняками и доломитами с переслаиванием уплотненных доломитов. Залежи нефти башкирского яруса массивного типа, имеют разные размеры.

Согласно данным УДНГ «ТГМ» количество добываемой нефти на исследуемом мной Турнейском ярусе за 2012 год составило 141,7 тыс.т. Фонд добывающих скважин на ярусе составляет 331 единицу. Так же отчетливо проглядывается рост числа нагнетательных скважин, их число увеличилось с начала 2010 года с 60 до 68 единиц к концу 2012 года.

Средняя глубина залегания кровли продуктивного пласта на протяжении всего Турнейского яруса составляет 1110 м, тип коллектора поровый, трещинный, площадь нефтегазоносности составляет 202521 м² . Проницаемость породы на данном ярусе довольно посредственная, всего 0,002 мкм², здесь также высокий коэффициент песчанисности 0,69, что накладывает определенные трудности при выборе забойного оборудования во время ведения разработки.

К преимуществам данного яруса можно отнести относительно невысокую вязкость нефти 7.63 мПа*с, а также практически полное отсутствие серы в нефти и сероводорода в целом.

Одной из главных проблем данного яруса и Туймазинского месторождения в целом является высокая обводненность добываемого сырья (порядка 93%), что несомненно может свидетельствовать о поздней стадии разработки месторождения и возможном выходе из эксплуатации и консервации отдельных ярусов.

2 Техника и технология проведения ГРП

Общепринятая технология проведения ГРП заключается в следующем. Вначале шаблонируют подъемные трубы и отбивают забой. Затем скважину испытывают на приемистость при двух - трех практически установившихся режимах закачки рабочей жидкости в пределах допустимых давлений, что позволяет определить критическое давление раскрытия трещин Рр, выбрать необходимый объем рабочей жидкости, а также решить вопрос о необходимости проведения ГРП с установкой пакера или без него. На основе этих исследований строят зависимость приемистости скважин от давления нагнетания. Если график зависимости имеет вогнутую к оси дебитов форму и коэффициент приемистости скважины на максимальном режиме закачки возрастает не менее чем в 2 - 3 раза по сравнению с коэффициентом приемистости на минимальном режиме закачки, то в пласте трещины раскрылись в пределах допустимых давлений на данную обсадную колонну. Следовательно, на этой скважине можно проводить процесс ГРП без пакера.

В противном случае для защиты обсадных труб от воздействия высоких давлений, возникающих при разрыве пласта и закачке песка в трещины, над интервалом перфорации устанавливают пакер. Для предотвращения осевого перемещения пакера в процессе пульсирующей закачки рабочих жидкостей поршневыми насосами над пакером устанавливают гидравлический якорь.

Устье скважины оборудуют специальной головкой, к которой посредством труб высокого давления с помощью быстросоединяющихся муфт подсоединяют насосное оборудование.

Порядок работ при гидравлическом разрыве следующий:

1. Закрывают центральную задвижку на устье и опрессовывают всю систему обвязки оборудования при полуторакратном давлении от ожидаемого.

2. Опробуют скважину на приемистость при различных скоростях насосных агрегатов, а также при последовательном их включении. Путем построения индикаторной диаграммы или сравнения коэффициентов приемистости устанавливают возможность образования трещин в пласте. Одновременно вовремя опробывания определяют герметичность межтрубного пространства (при работе насосных агрегатов давление в этом пространстве должно оставаться постоянным).

3. Не сбавляя темпа закачки, с применением одного из насосных агрегатов с помощью пескосмесительного агрегата и жидкости -песконосителя из емкости в скважину закачивают заданный объем песка, который поступает из бункера пескосмесительного агрегата через смесительный бачок с помощью вспомогательного агрегата. Концентрацию песка в потоке регулируют с пульта управления пескосмесительного агрегата с учетом подачи всех одновременно работающих агрегатов.

4. После окончания закачки заданного объема песка в скважину не сбавляя темпа, закачивают продавочную жидкость из емкостей. Объем продавочной жидкости должен быть равен объему НКТ. При закачке излишнего количества продавочной жидкости песок может оттесниться вглубь пласта. Это приведет к тому, что трещины, расположенные в непосредственной близости от стенки скважины, снова сомкнутся и эффективность ГРП снизится до нуля. С целью предупреждения оседания песка на забое и образования песчанной пробки нельзя сбавлять темпы или прекращать закачку песка в скважину.



Рисунок 1 - Принципиальная схема расстановки оборудования при ГРП.

Примечание:

1. Размеры в метрах даны минимальные.

2. Место установки КЦ и пожарных автомобилей зависит от направления ветра.

3. Наименьшее расстояние между кабельными эстакадами и трубопроводами высокого давления должно быть не менее 0,5 метра.

5. Наблюдают за снижением устьевого давления. Удалять оставшийся песок, а также восстанавливать циркуляцию в скважине после срыва пакера необходимо при достижении первоначального давления на устье. Если после ГРП давление не снижается, то прекращают процесс закачки (снижают давление), чтобы введенный в пласт песок вместе с жидкостью при большой скорости не поступал в скважину.

6. Устанавливают арматуру на устье для эксплуатации скважины и пускают ее в работу. При пуске скважины (если скважина планируется под нагнетание) нельзя повышать давление нагнетания выше максимального давления ГРП.

7. Через 10-15 дней после пробной эксплуатации скважины проводят комплекс исследований и сравнивают с данными, полученными перед проведением ГРП.

После ГРП нефтяные добывающие скважины осваивают путем спуска в них глубинного насоса или предварительного снижения уровня поршневанием, компрессором.