Курсовая работа: Применение гидравлического разрыва пласта для повышения

38.01197-80 по товарным свойствам нефть имеет индекс 1.1.2.3.3.

Составы пластовых газов представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Составы пластовых газов по залежам месторождения (% мол./г/м³) и критические параметры

Залежь	С1	С2	С3	iС4	nС4	С5+	N2	CO2	Мольн. доля сух.газа	Отн. плотн.	Критическое
											давление МПа	темпе- ратура, К
БУ 1 3	88.02	4.16 52.0	2.44 44.6	0.62 15.0	0.53 13.0	2.80 124.0	1.31	0.12	0.971	0.704	4.58	213.27
БУ 1-3 4	88.12	4.16 52.0	2.44 44.6	0.62 15.0	0.53 13.0	2.80 124.0	1.31	0.12	0.971	0.704	4.58	213.27
БУ 1- 6 БУ 3 6	88.54	5.23 65.3	2.18 39.9	0.39 9.4	0.50 12.1	2.60 107.0	0.06	0.50	0.975	0.693	4.59	211.86
БУ7	88.54	5.23 65.3	2.18 39.9	0.39 9.4	0.50 12.1	2.60 107.0	0.06	0.50	0.975	0.693	4.59	211.86
0 БУ8	88.54	5.23 65.3	2.18 39.9	0.39 9.4	0.50 12.1	2.60 107.0	0.06	0.50	0.975	0.693	4.59	211.86

Продолжение таблицы 2

БУ 1 8	87.92	6.38 79.8	1.84 33.4	0.34 8.3	0.40 9.7	2.60 112	0.26	0.26	0.974	0.700	4.58	212.76
БУ 2 8	88.53	5.79 72.3	1.92 35.1	0.28 6.8	0.35 8.5	2.51 112.0	0.03	0.69	0.974	0.698	4.58	212.50
БУ 3 8	88.78	5.15 68.7	1.80 32.9	0.29 7.0	0.40 9.7	2.62 114	0.14	0.82	0.974	0.700	4.58	212.76
БУ 1-1, 9 БУ 1-2 9	88.86	5.52 69.0	1.91 35.0	0.29 7.0	0.36 8.7	2.61 113.0	0.03	0.42	0.974	0.697	4.58	212.37
БУ91-3	88.86	5.52 69.0	1.91 35.0	0.29 7.0	0.36 8.7	2.61 113.0	0.03	0.42	0.974	0.697	4.58	212.37
БУ91-4, БУ91-5, БУ91-6, БУ92	88.86	5.52 69.0	1.91 35.0	0.29 7.0	0.36 8.7	2.61 113.0	0.03	0.42	0.974	0.697	4.58	212.37

Таблица 3 - Физико-химические свойства и фракционный состав

разгазированнойнефтизалежейЯмбургского месторождения

Параметры	Единицы измерения	Количество исследованных		Среднее значение
		скважин	проб
Пластовое давление	МПа
Пластовая температура	oC	4	7	84
Давление насыщения	МПа
Газосодержание	нм3/т
Объемный коэффициент пл. нефти	Д.е.	4	7	1.25
Плотность нефти в пл. условиях	г/см3	4	7	0.85
Плотность нефти в станд. условиях	г/см3	4	7	0.886
Вязкость в пл. условиях	мПа.с	4	7	0.54
Содержание:	% вес.
- парафина		2	4	0.71
- смол селикагелевых		3	4	нет
- серы		4	7	нет
Фракционный состав (по Энглеру), при температуре:
до 100 oC	% об.	4	7	0.5
до 150 oC	% об.	4	7	3.2
до 200 oC	% об.	4	7	30
до 300 oC	% об.	4	7	58

2.7 Анализ текущего состояния разработки залежей

После более чем 20 лет эксплуатации газоконденсатных залежей месторождения, было отмечено снижение энергетической характеристики пласта, что привело к снижению добычи углеводородов в эксплуатационных зонах. Однако, благодаря накопленной информации о динамике изменения пластового давления, удалось оценить вовлеченные в разработку запасы мето-дом материального баланса. Используя метод P/Z-интерпретации, установлена линейная взаимосвязь между приведенным пластовым давлением и дренируемым объемом запасов, что позволило произвести оценку объемов добычи и потенциала добычи на будущее. Однако, стоит отметить, что дальнейшее освоение месторождения требует применения более продвинутых методов добычи, таких как интенсивная и горизонтальная бурение, что может привести к дополнительному увеличению объемов добычи. Как следует из представленных данных, в настоящее время у компании «Тюменбургаз» имеется значительное количество бездействующих скважин (81 ед.). Наибольшую долю среди них составляют скважины с низкими устьевыми параметрами (40,7%), некоторые из которых нуждаются в ремонтных работах по ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и водоизоляции.

Кроме того, в низкопродуктивных скважинах, которые имеют удовлетворительное техническое состояние, недостаточные скорости потока газа на забое приводят к образованию столба жидкости, что снижает их добывные возможности. Для решения этой проблемы необходимо проведение работ по интенсификации притока газа, а также, при необходимости, замена НКТ на меньший диаметр и допуск их до нижних отверстий перфорации. В целом, проведение таких работ позволит компании «Тюменбургаз» значительно увеличить количество добываемых углеводородов из недавно открытых месторождений и, соответственно, увеличить свою прибыльность.

Из данного текста видно, что некоторые скважины имеют низкие устьевые параметры и не могут быть полностью использованы для добычи газа и конденсата, даже при вводе ДКС. Кроме того, значительное количество скважин остановлено из-за негерметичности эксплуатационных колонн и их обводнения.

Интересно отметить, что в случае негерметичности колонн эксплуатации происходит обводнение, так как водоносные пласты поступают в ствол скважины. Остановка таких скважин может привести к насыщению призабойной зоны жидкой фазой, что существенно ухудшает их продуктивную характеристику и приток газа.

Ремонт негерметичных скважин может осуществляться различными методами, например, установкой пакерующих устройств или спуском дополнительной колонны. Однако, такие мероприятия часто характеризуются низкой успешностью и необходимостью проведения дополнительных работ.

Наиболее эффективным мероприятием по выводу из бездействия негерметичных скважин может являться забуривание в них второго ствола. Это позволяет увеличить приток газа и продлить срок их эксплуатации.

Кроме того, помимо ремонтно-восстановительных работ, существует еще один способ увеличения добычи газа - это гидроразрыв пласта. Этот метод заключается в создании искусственных трещин в пласте с помощью воды под высоким давлением, что позволяет увеличить проницаемость и улучшить приток газа к скважине. Однако, несмотря на потенциальные преимущества, применение гидроразрыва пласта может также привести к росту обводнения скважин и уменьшению их продуктивности, что требует дополнительных мер по контролю и управлению этим процессом.

В любом случае, максимальное пополнение действующего фонда скважин необходимо для обеспечения стабильной и эффективной добычи газа. Однако, важно не забывать и о выбытии скважин, которое может произойти в связи с естественным истощением запасов газа в пласте, а также из-за негативных воздействий человеческой деятельности, например, при строительстве новых объектов на местности. Поэтому, необходимо постоянно проводить мониторинг технического состояния скважин и принимать своевременные меры по их восстановлению и ремонту, чтобы минимизировать выбытие скважин из действующего фонда.


Рис. 4 - Характеристика пробуренного фонда скважин

3.1 Проектирование ГРП на скважинах куста 211

Для скважин куста 211 оценочное проектирование работ с применением ГНКТ проводилось для двух операций, проводимых за один спуско-подъем а именно: промывки забоя и освоения азотом.

Скважины куста 211 обсажены колонной диаметром 168 мм и их цементирова- ние проведено до поверхности. Восемь из девяти скважин куста не были освоены. По- сле того, как они были пробурены в начале 90-х гг., их законсервировали с помощью жидкости для глушения более чем на 10 лет. Естественно возникал вопрос, как и в какой степени этот долгий период простоя повлиял на давление и насыщенность флюидами в области дренирования куста 211 в процессе истощения пластовой энергии.

Предварительный анализ имеющейся промыслово-геологической и геофизической информации позволил сделать следующие выводы.

1. 
   Пластовое давление высокое

260атм, таким образом, возможна эффек-

тивнаяочисткаскважины послепроведенияГРП.

Скважины куста 211 представляет собой хорошие кандидаты на увеличе- ние добычи с помощью проведения ГРП. Достаточно проведение одной операции ГРП на скважину.

Скважины куста 211 вторично не вскрыты и до ГРП добыча газа из них не осуществлялась.

Проницаемость пласта kоценена по данным каротажного материала. Керновый материал по скважинам отсутствует.

Продуктивные пласты представленные в геологическом разрезе скважин характеризуются значительным различием по проницаемости и толщине (см. рис. 5.3).

В стороне от скважины № 21102 расположена небольшая водоносная зо- на, которая находится под зоной, выбранной для ГРП. Работа скважины после проведения ГРП может быть осложнена поступлением воды. Таким образом, нельзя допустить развития трещины в водоносную зону.

Проектирование геометрия трещины и точность дизайна ГРП ограничена в силу отсутствия данных по профилю напряжения в зоне планируемого воздействия и механических свойства пород на данной площади.



Рис. 5 - Схема корреляции геологического разреза скважин куста 211

Ожидаемая высокая пластовая проницаемость требует хорошей проводимости трещины. Поэтому необходимо проведение концевого экранирования (TSO): предлага- ется проппант фракции 16/30.

Учитывая указанные условия, было решено намеченный комплекс работ прове- сти в три этапа.

Этап 1. На первом этапе рекомендуется провести гидроразрывы (с последующей перфорацией остальных продуктивных интервалов по разрезу) в скважинах 21101 (инт. 3026 – 3033м, пласт БУ 6-3), 21102 (инт.3353 – 3361 м, пласт БУ 8-1,2), 21103 (инт 3254– 3262 м, пласт БУ 6-3) и 21104 (инт. 3295 – 3303 м, пласт БУ 8-1,2), соответственно, в