????н≤200±1,5 мм;????н=(200÷355)±2мм;. Аджимагомедов- разработка+. Увеличение производительности скважин с помощью гидравлического разрыва пласта на Уренгойском месторождении
 Скачать 144.68 Kb.
|
|
Нефтеюганский индустриальный колледж (филиал) федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего образования «Югорский государственный университет» Специальность 21.02.01 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений  КУРСОВОЙ ПРОЕКТпо МДК.01.02. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений тема: Увеличение производительности скважин с помощью гидравлического разрыва пласта на Уренгойском месторождении Обучающийся (Аджимагомедов А.Б.) Руководитель (Ребенок Г.А.) Нефтеюганск 2017г. СОДЕРЖАНИЕ
 ВВЕДЕНИЕ Гидравлический разрыв пласта представляет собой механический метод воздействия на продуктивный пласт, состоящий в том, что порода разрывается по плоскостям минимальной прочности под действием избыточного давления, создаваемого закачкой в скважину жидкости разрыва с расходом, который скважина не успевает поглощать. Флюиды, посредством которых с поверхности на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва, называются жидкостями разрыва. После разрыва под воздействием давления жидкости трещина увеличивается, возникает ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых скважиной, и с зонами повышенной проницаемости. Таким образом, расширяется область пласта, дренируемая скважиной. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируют зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления. В результате ГРП кратно повышаются дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также повышается конечная нефтеотдача за счет приобщения к выработке слабодренируемых зон и пропластков. Метод ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки и достигаемой целью. Технологии ГРП различаются, прежде всего, по объемам закачки технологических жидкостей и проппантов и соответственно по размерам создаваемых трещин В последние годы интенсивно развиваются технологии создания высокопроводящих трещин относительно небольшой протяженности в средне- и высокопроницаемых пластах, что позволяет снизить сопротивление призабойной зоны и увеличить эффективный радиус скважины.  1ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ Общие сведения о месторождении Уренгойское месторождение природного газа - крупное газовое месторождение, третье в мире по величине пластовых запасов, которые превышают 10 триллионов кубических метров (10¹³ м³). Находится в Ямало-Ненецком АО Тюменской области России, немного южнее северного полярного круга. Имя дано по названию близлежащего населённого пункта — посёлка Уренгой. Впоследствии вблизи месторождения вырос город газовиков Новый Уренгой. Уренгойское месторождение было открыто в июне 1966 года, первооткрывательницей уренгойской структуры стала сейсмическая станция В. Цыбенко. Первая на Уренгое разведочная скважина была пробурена 6 июля 1966 года бригадой мастера В. Полупанова. Добыча на месторождении началась в 1978 году. 25 февраля 1981 на Уренгойском месторождении добыты первые сто миллиардов кубометров природного газа. С января 1984 газ с Уренгойского месторождения начинает экспортироваться в Западную Европу. Состояние эксплуатационного фонда скважин Уренгойского месторождения составляет более 1300 скважин. Добычу на месторождении осуществляет компания ООО «Газпром добыча Уренгой» (ранее «Уренгойгазпром») - 100% дочернее предприятие ОАО «Газпром». Добыча природного газа в 2007 году составила 223 млрд. кубометров. В декабре 2008 года ООО «Газпром добыча Уренгой» перешло в газодобыче рубеж в 6 трлн. кубометров газа. Это мировой рекорд, официально зарегистрированный в сентябре 2009 года «Книгой рекордов России» в разделе «самое большое количество газа, добытое одним предприятием из недр одного месторождения».  Общие геологические запасы оцениваются в 16 трлн. м³ природного газа. Остаточные геологические запасы составляют 10,5 трлн. м³ природного газа и 65,63 % от общих геологических запасов Уренгойского месторождения.Проектированием объектов при обустройстве месторождения занимался проектный научно-исследовательский институт "Гипротюменнефтегаз". Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в 450 км к востоку от г. Салехард в Ямало-Ненецком автономном округе Российской Федерации и приурочено к группе локальных поднятий Уренгойской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Уренгойское месторождение было открыто в 1966 году скважиной № 2 «ГлавТюменьГеологии». По отражающему горизонту «Г» поднятие оконтурено изогипсой - 1220 м и имеет площадь 5600 км2. В пределах месторождения выявлены газовая, 7 газоконденсатных, 30 газоконденсатонефтяных и 3 нефтяные залежи пластово-сводового, массивного и литологически экранированного типов. Коллектором служат песчаники с линзовидными прослоями глин и известняков. Уренгойское месторождение относится к распределённому фонду недр. По размерам запасов относится к классу супергигантских. Лицензия выдана компании ООО «Уренгойгазпром» 13.08.1993 года. Краткая геологическая характеристика месторождения  Территория Уренгойского газоконденсатного месторождения представляет собой заболоченную полого-холмистую равнину, слаборасчлененную речными долинами, покрытую многочисленными озерами и криогенными формами (бугры пучения, термокарст и др.) Абсолютные отметки поверхности на площади колеблются от +18 до +80 м. Район находится в зоне распространения многолетнемерзлых пород, температура которых понижается с юга на север на 1оС на 100 км. Строение многолетнемерзлых толщ от монолитного на Северо-Уренгойском месторождении, до слоистого в долинах рек на юге Уренгойской площади. Глубина залегания ММП от 0 до 360-500 м. Температура ММП от минус 1 до минус 5 °С. Температурный градиент по толще ММП (средний) - 3,8°С на 100 м. разреза. В разрезе ММП имеются также межмерзлотные региональные талые породы, к которым приурочены водоносные горизонты. Все водоснабжение города Новый Уренгой и локальных водозаборов газовых промыслов осуществляется благодаря развитию этих таликов. Климат резко континентальный, с холодной зимой и коротким прохладным летом. Средняя зимняя температура составляет минус 17 °С. Самые холодные месяцы года - декабрь, январь, февраль. В эти месяцы морозы достигают (от минус 50 до минус 55) °С и часто сопровождаются сильными ветрами. Безморозный период - с середины июня до середины сентября. Самый теплый месяц - июль. Его средняя температура колеблется от +6 до +15 °С. Скважина №2 стала первооткрывательницей уникального по запасам газа Уренгойского месторождения. Поисково-разведочные работы на сеноманские отложения велись в тяжелейших природно-климатических условиях, при отсутствии железнодорожных путей и автомобильных дорог, но коллектив Нарыкарской нефтеразведочной экспедиции уже в 1967 году, чуть более чем за 1 год пробурил и испытал 12 поисковых и разведочных скважин на сеноманские отложения. Характеристика продуктивных пластов Наибольшими размерами и повышенной продуктивностью характери- зуются горизонты Ач3-4, Ач5. Средние дебиты газоконденсатной смеси при ис- следовании на различных режимах во многих скважинах превышают 500 тыс.м3 /сут, а дебиты стабильного конденсата варьируют от 80 до 150 м3 /сут, в то же время отдельные участки характеризуются низкоэнергетическими свой- ствами и при испытании дают низкодебитные притоки газоконденсатной смеси. Ачимовские отложения Уренгойского месторождения являются одним из наиболее сложнопостроенных объектов разреза. Достаточно хорошо про- слеживаются песчано-алевритовые тела в меридиональном направлении, кото рые образуют ориентированные с юга на север узкие зоны повышенных мощностей песчаников (до 40-60 м при общей мощности от 90 до 100 м). Фильтрационно-емкостные свойства ачимовских коллекторов часто низкие; проницаемость составляет от 1,0·10-3 до 10,0·10-3 мкм 2 , открытая пористость изменяется от 15 % до 20 %, цемент коллекторов глинисто-карбонатный, по керну и данным испытания (дебиты газа более 300 тыс.м3 /сут, дебиты конденсата более 100 м3 /сут), возможно, присутствуют и трещинный тип коллекторов и смешанный порово-трещинный. Уникальное по запасам газа, конденсата и нефти Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение было открыто 6 июня 1966 года Нарыкарской нефтеразведочной экспедицией треста «Ямалнефтегазразведка» Тюменского геологического управления в результате бурения и испытания скважины 2, заложенной в юго-восточной части наметившегося Уренгойского поднятия с целью выяснения перспектив нефтегазоносности верхнемеловых отложений и при испытании интервала 1148-1158 м верхней части сеноманских отложений был получен фонтан газа дебитом 1313 тыс. нм3/сут на 27,1 мм шайбе, абсолютным свободным дебитом 6560,8 тыс. нм3/сут. Первый отчёт по подсчёту запасов Уренгойского месторождения был произведён в 1967 году по результатам бурения 12 поисково-разведочных скважин на сеноманские отложения. Отчёт был успешно защищён в ГКЗ (протокол ГКЗ № 5272 от 25.10.1967 г.). Запасы газа по категории С1 составили 1700 млрд. м3, по категории С2 – 900 млрд.м3 и по запасам газа месторождение стало уникальным. В 1970 г Нарыкарская НРЭ переименована в Уренгойскую НРЭ. В 1970 году был повторно произведён подсчёт запасов свободного газа на Уренгойском месторождении с включением Ен-Яхинской площади (общая площадь газоносности составила по категории В+С1+С2 более 4,5 тыс. км2). На тот момент было пробурено уже 44 скважины. Отчёт был также утверждён с увеличением запасов по сеноманской залежи в 1,5 раза (протокол ГКЗ № 5979 от 29.05.1970 г.) и запасы газа по категории С1 составили 3873 млрд. м3. В связи с подготовкой Уренгойского месторождения к разработке, утверждённые в ГКЗ СССР запасы газа в сеноманской залежи были переданы в 1978 году на баланс Тюменгазпрома.  Разработка сеноманской залежи газа на Уренгойской площади начата в апреле 1978 года вводом первой установки комплексной подготовки газа УКПГ-1. Проектирование разработки месторождения проводилось в несколько этапов на объёмы годовой добычи в 30, 100 и 160 млрд.м3 в соответствии с запасами, утверждёнными ГКЗ в объёме 3873 млрд.м3, с подключением месторождения к газопроводу Уренгой-Надым-Центр.В 1979 году по данным бурения 132 разведочных скважин и 90 эксплуатационных скважин ГКЗ пересмотрела запасы газа и утвердила их в объёме 6221 млрд.м3, в т.ч. по Уренгойской площади – 4334 млрд.м3, Ен-Яхинской – 1468 млрд. м3, Песцовой - 419 млрд.м3. В связи с этим в 1981 году ВНИИГАЗом был составлен проект разработки на добычу газа 250 млрд.м3в год, затем - “Коррективы к проекту 1985 г.” и “Коррективы к проекту 1986 г.” на объём добычи в 1987-88 г.г. 280 млрд.м3 в год. Результаты испытания второй глубокой скважины 17 (глубина забоя 3262 м) показали, что в разрезе нижнего мела присутствуют не менее 7 газоконденсатных залежей в диапазоне глубин 2300-3100 м. Данные, полученные по двум скважинам: №1 и №17, послужили началом поисково-разведочных работ на неокомские отложения. Испытание последующих скважин выявило, что основные по размерам газоконденсатные залежи имеют нефтяные оторочки. На дату подсчёта запасов углеводородов в неокомских отложениях на месторождении было пробурено 168 скважин, общим метражом 528642 м. За контуром основного продуктивного горизонта БУ80 оказались 25 скважин (14,9 %), из чего следует, что эффективность разведочных работ на этапе разведки и подготовки промышленных запасов основной продуктивной части разреза меловых отложений высокая. Коэффициент успешности составил 0,851. Одновременно с разведочным бурением по доразведке в контуре продуктивности неокомских залежей и за его пределами на Уренгойском месторождении велось и ведётся поисково-разведочное бурение на более глубокие горизонты: ачимовскую толщу, юрские отложения.  В 1973 году скважина 36, расположенная в южной присводовой части Центрально-Уренгойского поднятия и первоначально имевшая глубину 3200 м,была углублена до 3580 м с целью вскрытия наиболее полного разреза меловых отложений вплоть до юры. Однако, вследствие аварии, каротаж в этой скважине удалось провести только до глубины 3500 м, при этом по диаграмме ГИС предполагалось, что отложения ачимовской толщи не вскрыты и залегают на значительно большей глубине. Впоследствии при сопоставлении каротажных диаграмм этой скважины с другой глубокой скважиной 87, пробуренной несколько позднее, в сводовой части Центрально-Уренгойского I поднятия, в 3-х км к северо-северо-западу от скважины 36, совершенно однозначно было установлено, что в скважине 36 отложения ачимовской толщи были вскрыты, но не испытаны. В 1975 году в центре Северо-Уренгойского поднятия Уренгойского вала была заложена поисковая скважина 99 с проектной глубиной 3800 м. Во время бурения в апреле 1976 года в интервале 3472-3482 м произошло аварийное фонтанирование газоконденсатной смесью, в результате которого дальнейшее углубление скважины стало невозможным. Отложения ачимовской толщи были вскрыты на глубине 3472 м и испытаны в инт. 3472-3482 м в открытом стволе, во время аварийного фонтанирования, при этом дебит газа сепарации составил 319,4 тыс. н.м3/сут., дебит конденсата 118 м3/сут. через НКТ диаметром 50 мм, а пластовое давление составило 53,2 МПа, т.е. Рпл>Рг/ст в 1,53 раза, т.е. АВПД. Ачимовские пласты по данным сейсморазведочных работ и поисково-разведочного бурения имеют линзовидно-прерывистое распространение, образовавшиеся в условиях лавинной седиментации и представляющие собой фондоформные части валанжинских клиноформных комплексов Ач6 – БУ20 Ач60 – БУ19 Ач5 – Бу18 Ач3-4 – БУ17 Ач1-2 – БУ16 Нефтегазоносный резервуар пластов Ач6 и Ач60 развит на восточном склоне Уренгойского мегавала, Ач5 захватывает восточную присводовую и восточную части мегавала, Ач3-4преимущественно в сводовой части и уходит на Самбургскую и Северо-Самбургскую площади, Ач1-2 развит на западном склоне Центрально-Уренгойского малого вала. Ачимовские песчано-алевритовые образования распространены в виде линз, объединяющиеся в полосовидные зоны, протяженность их с юга на север составляет 170-180 км, ширина до 30-40 км. Нефтяные, газоконденсатные, газоконденсатнонефтяные залежи в резервуарах ачимовской толщи контролируются литологическими и тектоническими экранами. Высота залежей достигает 480-490 м, в том числе, газовая часть – 260 м, нефтяная до 230 м. В пределах полосовидных зон обособляются изометричные участки увеличенных толщин песчано-алевритовых пород, так называемые «депоцентры», ведущим факторм в формировании которых явилось наличие крупных аллювиально-дельтовых систем, которые поставляли песчаный материал с восточного обрамления Западно-Сибирской геосинеклизы вглубь бассейна седиментации. Улучшенные коллекторские свойства приурочены преимущественно к зонам повышенных толщин резервуаров, которые генетически связаны с центральными частями конусов выноса турбидитовых потоков. Большой проблемой при поисково-разведочных работах на ачимовские отложения явилось наличие аномально высоких давлений (до 62 МПа и более) и температур (от 100-115оС). Добывной потенциал ачимовской толщи оценивается в более чем 100 млрд. м3 газа в год и 15-20 млн. т жидких углеводородов. В условиях падающей добычи на Уренгойском месторождении, запасы ачимовских отложений становятся принципиально важным объектом для сохранения темпов добычи и социальной стабильности. По состоянию на 01.01.2015 г. начальные запасы Уренгойского месторождения в сеноманских, неокомских, ачимовских и юрских отложениях по категориям АВС1 + С2составляют: газа – 12,774 трлн. м3 конденсата (извлекаемые) – 701 млн. т нефти (извлекаемые) – 579 млн. т По состоянию на 2012 год Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение находится по запасам газа на 3 месте в мире, а на 1 месте – Северный и Южный Парс (Катар, Иран) с запасами газа – 28 трлн. м3; на 2 месте – Галкыныш (Туркмения) с запасами – 21,4 трлн. м3.  Накопленная добыча на 01.01.2015 года на Уренгойском месторождении составляет:газ – 6,327 трлн. м3 конденсат – 95,36 млн. т нефть – 13,76 млн. т Остаточные запасы на 01.01.2015 на Уренгойском месторождении составляют: газ – 6,447 трлн. м3 конденсат (извл.) – 606 млн. т нефть (извл.) – 565 млн. т Более половины остаточных запасов газа – это газ ачимовских залежей, и основная доля запасов конденсата и нефти тоже в ачимовских отложениях |