Обратная связь

Физико-химические свойства пластовых вод

Исследование химического состава и физических свойств пластовой воды также не проводились. В подсчете запасов минерализация принята равной 36 г/л как максимум по горизонту Ю₁.

Для гидродинамического моделирования физико-химические свойства нефти и воды в зависимости от давления были рассчитаны по корреляциям МакКейна и Михана (таблица 2.9.).

Таким образом, в ходе пробной эксплуатации залежи необходимо отобрать пробы пластовых флюидов и провести исследования, которые позволят определить физико-химические свойства нефти, газа и воды

1. Майская площадь, скважина № 392.

Все пробы содержат большую примесь технической воды, обогащенной хлористым калием.

В природных условиях содержание калия наблюдается не более 200-300 мг/л. В исследуемых пробах оно колеблется от 1272 до 6161 мг/л.

Содержание других макро- и микрокомпонентов низкое. Так, например, содержание стронция в неизменённых природных условиях в водах юрских отложений не менее 300 мг/л. В исследованных пробах оно колеблется от 18,2 до 80,2 мг/л. Примерно на столько же понижено содержание йода, брома, лития, рубидия. [5].

Технологическая часть

Сущность ГРП

Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих пласты с низкими коллекторскими свойствами, и увеличения темпов отбора нефти из них, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Характеризуемый как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается вдоль плоскости, расположенной перпендикулярно направлению минимальных напряжений, благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. 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. Это приводит к расширению области пласта, дренируемой скважиной. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления. [4].

Проведение ГРП преследует две главные цели:

- повышение продуктивности пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины

- создание высокопроницаемого канала притока в поврежденной призабойной зоне.

В итоге, кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также, увеличивается конечная нефтеотдача за счет выработки слабо дренируемых зон и пропластков.

Наиболее высокая эффективность этого метода может быть достигнута при проектировании ГРП как элемента системы разработки с учетом системы размещения скважин и оценкой их взаимовлияния при различных сочетаниях обработки добывающих и нагнетательных скважин. Эффект от проведения ГРП неодинаково проявляется в работе отдельных скважин, поэтому необходимо рассматривать не только прирост дебита каждой скважины вследствие гидроразрыва, но и влияние взаимного расположения скважин, распределения неоднородности пласта и др. Таким образом, систематический авторский надзор за внедрением ГРП, что позволяет принимать оперативные меры для повышения его эффективности. [8].

В проектировании данных операций нужно учитывать геологические условия каждой скважины, на которой планируется ГРП. Соответственно по каждой скважине оптимизироваться параметры трещины с физической и экономической точки зрения. [4].

Технология проведения ГРП

1. Геологической службой управления составляется информация установленной формы для расчета проекта гидроразрыва пласта.

2. Составляется программа проведения гидроразрыва по результатам расчета на ЭВМ.

3.На территории скважины подготавливается площадка для размещения оборудования и агрегатов по ГРП.

4. Устанавливается специальное устьевое оборудование на скважине.

5. Мастер КРС передает скважину ответственному по ГРП соответственно акта для проведения ГРП установленной формы.

6. Размещение агрегата и оборудования производится инженером ГРП согласно приложенной схеме.

7. Проводится испытание на герметичность устьевого оборудования, манифольдов и соединений нагнетательных линий от агрегатов к скважине под давлением 700 атм. в течение 10 мин.

8. При установлении герметичности соединений в скважину подается чистая загеленная жидкость разрыва для осуществления ГРП. Свидетельством достижения разрыва является увеличение приемистости скважины по диаграмме на компьютере.

9. После достижения разрыва в скважину, согласно программе, нагнетается чистая чистой загеленной жидкости разрыва (подушка до 450 м³).

10. За жидкостью разрыва производится закачка загеленной жидкости с подачей расчетной дозы проппанта от 100 до 1200 кг/м³ до определенной стадии объема закачки по намеченной программе при давлениях до 450 атм. Для закрепления трещин закачивается 200-300 тонн. проппанта.

11. Непосредственно за смесью проппанта и жидкости закачивается жидкость продавки в объеме до кровли пласта. Управление процессом ГРП осуществляется с пульта управления и по радиосвязи.

12. Темп нагнетания жидкости выдерживается расчетный, в пределах 3-7 м³/мин. в зависимости от геолого-промысловых данных пласта.

13. Скважина оставляется на распад геля, на 24 часа под остаточным давлением, с регистрацией изменения давления в виде графика на ЭВМ.

14. В процессе гидроразрыва ведется непрерывная регистрация следующих параметров: давления нагнетания, темпа закачки, затрубного давления, количества проппанта, плотности жидкости, количества химреагентов. Регистрация параметров ведется одновременно в виде графика на экране ЭВМ, записи в памяти ЭВМ, записи на дискету, распечатки на принтере и записи в таблицу данных. Выдача документации по гидроразрыву с ЭВМ производится в форме: сводки ГРП, графиков изменения параметров в процессе ГРП, графика изменения остаточного давления после ГРП. [2].

На Майском месторождении рекомендовалось проводить ГРП на скважинах, расположенных в ЧНЗ пласта Ю_14-15 на расстоянии не менее 100 м от ВНЗ для предотвращения преждевременного обводнения скважинной продукции. Дополнительным фактором в пользу использования ГРП при эксплуатации залежи Ю_14-15 является увеличение дебита нефти в 23 раза (1,1 м³/сут. и 23,3 м³/сут.). После проведенного на скважине 392Р гидроразрыва пласта и освоения его с помощью свабирования и ЭЦН, так же был проведен ГРП на скважинах 542, 539, 202, 205, 393Р, 397. По скважинам 542, 202 и 393Р были проведены исследования. Они показали эффективность ГРП. [7].

Приток по этим скважина вырос в 25-30 раз. Скважины 539, 205, 397 на данный момент ведется освоение и исследование эффективности ГРП. Ниже предоставлены расчеты и сводка по ГРП проведенном на скважине № 202 при закачке 301 тонны проппанта. Все данные приведены в таблицах, а так же графики при проведении ГРП. [6].

Таблица 4.1.-План входной обработки (поверхности.)

№ стад.	Расход смеси (м³/мин)	Объем жидкости по стадиям (м³)	Время стадии (мин)	Тип стадии	Тип флюида	Тип проп	Конц. проп. От (кг/куб. м)	Конц. проп. До (кг/куб. м)
	4,5	14,6	3,2444	До набивк	K30H
				Закрытие	K30H
	4,5		1,7778	До набивк	K30H
	4,5		1,4081	До набивк	K30H	ВР1
	4,5	16,8	3,7333	До набивк	K30H
	4,5	14,6	3,2444	промывка	KLIN
				Зкрытие	KLIN
	4,5			До набивк	K30H
	4,5		15,37	Проппант	K30H	ВР1
	4,5		16,564	Проппант	K30H	ВР1
	4,5		17,791	Проппант	K30H	ВР1
	4,5		19,862	Проппант	K30H	ВР1
	4,5		21,505	Проппант	K30H	ВР2
	4,5		22,581	Проппант	K30H	ВР2
	4,5		7,7061	Проппант	K30H	RCР2
	4,5	0,8	0,2466	Проппант	K30H	ВР2
	4,5	14,5	3,2222	промывка	KLIN

Тип флюида: K30H - 3.6=30# сшитый гель, WG46DSH, 200HT

Тип флюида: KLIN - линейный гель, WG46DSH

Тип проппанта: 0000 - no proppant

Тип проппанта: BP1 - 16/30 BorProp

Тип проппанта: BP2 - 12/18 BorProp

Тип проппанта: RCP2 - 12/18 ForeRCP

Таблица 4.2.-Закачивание по плану обработки (поверхности.)

№ стадии	Средний расход смеси м³/мин	Объем жидкости м³	Объем смеси м³	Общий объем смеси м³	Общее время (мин)	Концен трация от Кг/м³	Концен- трация до Кг/м³	Масса пропанта по стадиям кг
	4,5	14,6	14,6	14,6	3,2444
				14,6	28,244
	4,5			22,6	30,022
	4,5		6,3365	28,937	31,43
	4,5	16,8	16,8	45,737	35,164
	4,5	14,6	14,6	60,337	38,408
				60,337	63,408
	4,5			510,34	163,41
	4,5		69,167	579,5	178,78
	4,5		74,539	654,04	195,34
	4,5		80,058	734,1	213,13
	4,5		89,379	823,48
	4,5		96,775	920,25	254,5
	4,5		101,61	1021,9	277,08
	4,5		34,678	1056,5	284,79
	4,5	0,8	1,1097	1057,7	285,03
	4,5	14,5	14,5	1072,2	288,26

Общий объем смеси	1072,2	(куб. м)
Общий объем жидкости	975,3	(куб. м)
Общая масса проппанта	3,0101e+05	(кг)

Таблица 4.3.-Закачивание по плану обработки (забой)

№ стадии	Средний расход смеси м³/мин	Объем жидкости м³	Объем смеси м³	Общий объем смеси м³	Общее время (мин)	Концен трация от Кг/м³	Концен- трация до Кг/м³	Масса пропанта по стадиям кг
скважина	4,5	14,561	14,561	14,561	3,2357
	0,51692	14,6	14,6	29,161	31,48
				29,161	31,48
	4,5			37,161	33,258
	4,5		6,3365	43,497	34,666
	4,5	16,8	16,8	60,297	38,399
	0,51692	14,6	14,6	74,897	66,644
				74,897	66,644
	4,5			524,9	166,64
	4,5		69,167	594,06	182,01
	4,5		74,539	668,6	198,58
	4,5		80,058	748,66	216,37
	4,5		89,379	838,04	236,23
	4,5		96,775	934,81	257,74
	4,5		101,61	1036,4	280,32
	4,5		34,678	1071,1	288,02
	4,5	0,75617	1,0489	1072,2	288,26			907,4
Общий объем смеси	1072,2	(куб. м)
Общий объем жидкости	975,32	(куб. м)
Общая масса проппанта	3,0096e+05	(кг)

Таблица 4.4.-Решение гидравлики скважины

Требуемая гидровлическая мощность	3626,9	кВатт
Поверхностное давление, мин.	174,39	Атм.
Поверхностное давление, макс.	476,89	Атм.
Забойное давление, мин.	477,55	Атм.
Забойное давление, макс.	512,47	Атм.
Давление силы тяжести, мин.	303,16	Атм.
Давление силы тяжести, макс.	468,34	Атм.
Потеря давления на трение, мин.	85,179	Атм.
Потеря давления на трение, макс.	413,37	Атм.

Таблица 4.5.-Решения продвижения трещины (Расчетные значения в конце обработки)

пласт	Ю1(2)
Объем закаченной смеси	1072,2	м³
Объем закаченной жидкости	975,32	м³
Объем потерь жидкости	717,37	м³
Эффективность рабочей жидкости	0,3309
Чистое давление разрыва	31,359	Атм.
Длина (одно крыло)	177,46	м
Верхняя высота трещины	23,526	м
Нижняя высота трещины	43,5	м
Общая высота трещины	67,026	м
Максимальная ширина трещины в зоне перфорации	31,276	мм
Средняя гидравлическая ширина трещины	16,962	мм

Таблица 4.6.-Сводка расчета проппанта

Пласт	Ю1(2)
Созданн. длина трещины (конец закачки)	177,46	(м)
Общая закрепл. длина трещины	176,77	(м)
Средн. закрепл. высота трещины	55,558	(м)
Средн. закрепл. длина в продукт. зоне	40,64	(м)
Средн. закрепл. ширина в скважине	12,713	(мм)
Средн. закрепл. ширина в продукт. зоне	9,1239	(мм)
Макс. ширина в конце закачки у перфор. отв.	31,276	(мм)
Средн. конц. проп./Площадь разрыва	15,207	(кг/м²)
Средн. конц. проп./Площ. в продукт. зоне	18,227	(кг/м²)
Средн. проводим. трещины в продукт. зоне	2288,7	(мд·м)
Средн. безр. провод. трещины в продукт. зоне	16,184
Отношение разорв. трещин	0,45691
Расчетное время закрытия	92,77	(мин)

Таблица 4.7.-Свойства пород

Литология пласта	Кровля (верт.), м	Кровля (измер.), м	мощность, м	градиент разрыва, МПа/100м	модуль Юнга, Мпа	Коэффи- циент Пуассона
Аргиллит	-	-	-	1,76		0,25
уголь	2947,43	3082,7	5,5	1,76		0,30
Аргиллит	2952,93	3088,2	2,3	1,76		0,25
Аргиллит	2955,23	3090,5	1,8	1,74		0,25
Ю12	2957,03	3092,3	0,9	1,62		0,15
Аргиллит	2957,93	3093,2	0,5	1,73		0,25
Ю12 заглин	2958,43	3093,7	2,3	1,65		0,25
уголь	2960,73			1,76		0,30
Аргиллит	2961,73			1,74		0,25
уголь	2964,73		1,8	1,76		0,30
Аргиллит	2966,53	3101,8	3,4	1,76		0,25
Ю13 заглин	2969,93	3105,2		1,67		0,25
Аргиллит	2970,93	3106,2	0,4	1,74		0,25
Ю13 заглин	2971,33	3106,6	0,7	1,67		0,25
Аргиллит	2972,03	3107,3	0,6	1,74		0,25
Ю13 заглин	2972,63	3107,9	0,5	1,67		0,25
Аргиллит	2973,13	3108,4	0,1	1,74		0,25
Ю13 заглин	2973,23	3108,5	1,5	1,67		0,25
Пес-к.карборат	2974,73			1,67		0,25
уголь	2975,73			1,76		0,30
Аргиллит	2977,73		3,3	1,76		0,25
Ю14-15	2981,03	3116,3	3,9	1,62		0,15
Аргиллит	2984,93	3120,2	0,6	1,68		0,25
Ю14-15	2985,53	3120,8	4,5	1,62		0,15
Аргиллит	2990,03	3125,3	0,7	1,68		0,25
Ю14-15	2990,73			1,62		0,15
Аргиллит	2991,73		1,4	1,72		0,25
Ю14-15	2993,13	3128,4	1,2	1,62		0,15
Аргиллит	2994,33	3129,6	1,3	1,7		0,25
Ю14-15	2995,63	3130,9	7,2	1,62		0,15
Пес-к.карборат	3002,83	3138,1	0,9	1,65		0,25
Аргиллит	3003,73			1,74		0,25
Аргиллит	3005,73			1,73		0,25
Ю16	3008,73		5,8	1,62		0,15
Аргиллит	3014,53	3149,8	0,7	1,72		0,25
Ю16	3015,23	3150,5	0,5	1,62		0,15
Аргиллит	3015,73		0,7	1,72		0,25
Ю16	3016,43	3151,7	4,6	1,62		0,15
Аргиллит	3021,02	3156,3	0,6	1,7		0,25
Ю16	3021,62	3156,9	3,4	1,62		0,15
Аргиллит	3025,00	3160,3	39,7	1,76		0,25

Рисунок 4.1.-Трещина разрыва пласта

График 4.1.-Чистое давление функция времени

График 4.2.-Эффективность функция времени

График 4.3.-Давление обработки на забое и поверхности

Таблица 4.8.-Данные пласта

Пласт	Ю(14-15)+Ю16
Проводимость трещины kfwf	2288,7	(мд*м)
Безразмерная проводимость, БПТ (расченое)	16,184
Закрепленная длинна трещины	176,77	(м)
Высота продуктивной зоны		(м)
Начальное пластовое давление		(атм.)
Общая пластовая сжимаемость	0,0003	(1/атм.)
Эквивалентная пластовая проницаемость	0,8	(мд)
Эквивалентная пластовая пористость		(%)
Эквивалентная вязкость пластового флюида		(сп)

Таблица 4.9.-Данные эксплуатации

Забойное давление (атм.)	Время (сутки)	Шаг времени (сутки)

Таблица 4.10.-Данные скважины

Радиус ствола	10,8	(см)
Объемный фактор пласта	1,255	(пл. м³/ст. м³)
Скин-фактор в призабойной зоне	-6,32

Таблица 4.11.-Расчет продуктивности

Время (сутки)	Дебит (м³/сутки)	Накопленная добыча (тыс. м³)	Среднее давление (атм.)	Забойное давление (атм.)	Коэффициент увеличения дебита Q/Qбаза (J/Jo(t))
	281,05	16,952			7,3793
	275,27	17,508			7,2562
		22,113			6,451
	200,07	29,744			5,6078
	199,31	29,944			5,5906
	192,98	31,709			5,447
	174,47	38,129			5,0229
	174,05	38,303			5,0132
	170,48	39,853			4,9309
	159,45	45,623			4,6766

График 4.4.-Временная функция

123 4

ТОП 5 статей:

Экономическая сущность инвестиций - Экономическая сущность инвестиций – долгосрочные вложения экономических ресурсов сроком более 1 года для получения прибыли путем...
Тема: Федеральный закон от 26.07.2006 N 135-ФЗ - На основании изучения ФЗ № 135, дайте максимально короткое определение следующих понятий с указанием статей и пунктов закона...
Сущность, функции и виды управления в телекоммуникациях - Цели достигаются с помощью различных принципов, функций и методов социально-экономического менеджмента...
Схема построения базисных индексов - Индекс (лат. INDEX – указатель, показатель) - относительная величина, показывающая, во сколько раз уровень изучаемого явления...
Тема 11. Международное космическое право - Правовой режим космического пространства и небесных тел. Принципы деятельности государств по исследованию...