Разработка Нефтянных месторождений

1, 2, 3, 5, 7, 42, 100) из разведочного бурения в центральной части залежи. 3.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения3.2.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатацииТаблица 5 - Начальные и текущие показатели эксплуатации добывающих скважин Карлинского месторожденияПродолжение таблицы 5Рисунок 2 - Динамика основных технологических показателей по скв. 251гоРисунок 3 - Динамика изменения забойного давления по скв. 251 гоРисунок 4- Динамика основных технологических показателей по скв. 252 гоРисунок.5 - Динамика изменения пластового и забойного давлений по скв. 252 гоРисунок 6 - Динамика основных технологических показателей по скв. 41с1гРисунок 7 - Динамика изменения забойного давления по скв. 41с1гРисунок 8 – Состояние пробуренного фонда скважин месторожденияТаблица 6 - Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2012 г.Таблица 7 - Динамика пластового давления по пласту P1ar артинского яруса (МПа)Согласно приведенных данных, можно сделать следующие выводы: Месторождение находится на последней, 4-й стадии разработки, обводненность продукции составляет практически 100%.Степень выработки запасов составляет 88% (33 тыс.т текущие извлекаемые запасы, 272 тыс.т – утвержденные извлекаемые запасы), текущий коэффициент извлечения нефти составляет 0,285.На Карлинском месторождении всего было пробурено 108 добывающих скв. Из них в настоящее время действующими являются 16 скважин, 7 из которых фонтанные, а 9 оборудованы ШГН.Одна скважина в бездействующем фонде, еще одна переведена под закачку (нагнетательная). 35 скважин ликвидированы после бурения и 53 скважины – ликвидированы после эксплуатации.4. Расчетная частьОдним из методов увеличения нефтеотдачи является проведение гидроразрыва пласта. Произведем расчет гидроразрыва пласта на примере скважины № 850.Расчет параметров ГРП представляет собой достаточно сложную задачу, которая состоит из двух частей:1.) расчет основных характеристик процесса и выбора необходимого количества техники для проведения ГРП;2.) определение вида трещин и расчет ее размеров;1. Определим вертикальную составляющую горного давленияРгв=пqLEгде п - плотность горных пород под продуктивным пластом, Е - модуль упругости пород (1-2) 10-4Ргв=26009,81238010-6=60,7 МПа.Находим горизонтальную составляющую горного давленияРгг=Ргв (/1-)где =0,3Ргг=60,7 (0,3/1-0,3) =26 МПаВ данном случае в условиях пласта образуются вертикальные трещины.2. Рассчитываем рабочее забойное давление при ГРПРГРП. З= (пНр) где - коэффициент, учитывающий необходимое превышение забойного давления над давлением разрыва (=1,2 - 1,4)РГРП. З= (0,023х2230х9) х1,4=64,6 МПа3. Расчет устьевого расчетного давления ГРПРГРП. У=РГРП. З-Рст+Ртргде Рст - статическое давление столба жидкости в скважине, Р ч ст=0,0101 Мпа/м, Рст=Р ч стН, Рст=0,0101х2230=22,5 Мпа, Ртр - потери давления на трение при ГРПгде - коэффициент гидравлического сопротивления;где. А - коэффициент учитывающий увеличение сопротивления вызываемого ранней турбулизацией потока вследствие наличия песка.А=1,46Находим число РейнольдсаRe=4Gж/dж; где ж=0,285 сП - эффективна вязкость жидкости песконосителя, ж - плотность жидкости песконосителя, ж= (1-п0) + аопо; о - плотность основы - 1 г/см2; а - плотность расклинивающего агента, а=2,7 г/см2; по - объем его содержания в жидкости.где С - массовая концентрация пропанта, С=900 кг/м3.находимж=1 (1-0,26) +2,7х0,25=1,42 г/см3.Число Re при G=4 м3/мин.Re=4х4х1,42/3,14х0,076х0,285=378>200;Потери на трение:Находим устьевое рабочее давление РГРП у=46,4 МПаРассчитываем Ртр по градиенту потерь давления на трение:Ртр=0,0016 МПаРтр=РтрН=3,5 МПа Найдем устьевое рабочее давление по градиенту:РГРП у=45,6 МПаОпределим требуемую мощность для проведения ГРП:N3000 кВт.Определяем количество агрегатов потребных для проведения ГРП:где Ра - рабочее давление агрегата, Gа - подача агрегата при рабочем давлении, km - коэффициент технического состояния агрегата =0,8.Для производства ГРП используем насосный агрегат Т-800, мощностью - 2500 л/с, трех плунжерный насос с диаметром плунжера 5”.Примем n=3 + 1 резерв.Для производства ГРП требуется 4 агрегата Т-800.Определяем объем буферной жидкости, исходя из опыта работ на данном месторождении равной 4 м3.Для заливания применяют следующие химреагенты:VQA - 1 - загеливатель - 4кг/м3.BXL-10 - образователь песконесущей структуры 2 л/м3, снижает гидравлическое сопротивление. Расход химреагентов ведется по полному объему жидкости. Для эффективного заполнения трещины песком с учетом инфильтрации необходимо не менее 70% жидкости-песконосителя от объема буферной жидкости.Vж. пн=300х70/100=21 м3/мин.Таблица 8- Рекомендуемый порядок закачки пропантаСтадияЖидкость, м3Смесь, м3Концентрация, кг/м3Кол-во пропанта на стадию, кгРасчет на емкость, м3133,11203602+120/2700 (2,04) 244,536014404+360/2700 (4,13) 367,360036006+600/2700 (6,22) 4810,584067198+840/2700 (8,3) 5101410801080310+1080/2700 (10,4) Всего3139,4120-108022922Пропанта необходимо 22,922 т., для транспортировки пропанта в пласт потребуется 31 м3 жидкости песконосителя.Рассчитаем объем продавки:Н=2230 м, dвн=76 мм.Вместимость 1 погонного метра НКТ - 0,0045 м3.Vпродавки= (0,0045х2230) +1=11,035 м3.Для производства ГРП на данной скважине потребуется:Буферная жидкость - 4 м3Жидкость песконоситель - 31 м3продавочная жидкость - 10,4 м3при производстве ГРП используются буллиты V=60 м3. На конец закачки в буллитах должно оставаться по 5 м3. Используются 2 буллита.Vоб. =4+31+10,4+5+5=55,4 м3Рассчитаем время проведения ГРП:t=14 мин.При проведении ГРП создаются давления, которые могут быть опасными для эксплуатационной колонны. Поэтому в межтрубное пространство в 30 м над верхними отверстиями перфорации устанавливают пакер и опрессовывают на 6 МПа. В затрубное пространство закачивают жидкость и при помощи ЦА-320 нагнетая давление до 9 МПа, создают противодавление на НКТ и пакер.Необходимый объем жидкости в затрубном пространстве до пакера:Vзатр. =Vобс-VНКТVобс=dобс2L/4; VНКТ=dнкт2L/4Vзатр. =17,17 м3.Таблица 9 - Пластовые данные скв. № 850ПластР1arПластовое давление,МGа26,32Проницаемость,мД0,29Эффективная мощность,м133Пластовая температура,°С88Пористость,%9.0%Вязкость жидкости в пластовых условиях,сПз1,67Давление насыщения,МПа9,7Объёмный коэффициент жидкости,усл.ед.1.163Плотность нефти в поверхностных условиях,кг/мЗ0.855Радиус дренирования,м1000Обводненность продукции,%23%Забойное давление,МПа15.4Таблица 10 -Расчетные параметры дизайна ГРП и геометриятрещиныПоказателиДизайн№1Тоннаж ГРП,тоннПолудлина закрепленной трещины,м95Закрепленная высота трещины,м71Коэффициент повреждения проппанта,усл.ед.0.7Средняяпроводимостьтрещины,мД*м242.1Средняя проницаемость трещины,мД60525Средняязакрепленнаяширинатрещины,мм4Безразмернаяпроводимостьтрещиныусл.ед2.55Безразмерный индекс продуктивностиусл.ед0.29Объемгеляна1тнпроппанта(всяработа),м3/тн2.68Уд.Массапроппантана1мэфф.мощности,т/м3.33Процент жидкости разрыва от смеси,%29%Брейкеринкапсул.,кг/м30.42Брейкер WGB (продавка),кг/м30.20Скин - фактор после ГРП, усл.ед-4.95. ЗАКЛЮЧЕНИЕВ первом разделе работы приводится географическое положение Во втором разделе приводится геолого-тектоническая характеристика месторождения. В тектоническом отношении месторождение приурочено к Бельской депрессии Предуральского краевого прогиба. Также приводится геолого-физическая характеристика продуктивных пластов; классификации характеристик нефтей и категорий запасов нефти.В третьем разделе рассмотрено текущее состояние разработкиКарлинского месторождения.Делаются следующие выводы: Месторождение находится на последней, 4-й стадии разработки, обводненность продукции составляет практически 100%.Степень выработки запасов составляет 88% (33 тыс.т текущие извлекаемые запасы, 272 тыс.т – утвержденные извлекаемые запасы), текущий коэффициент извлечения нефти составляет 0,285.На Карлинском месторождении всего было пробурено 108 добывающих скв. Из них в настоящее время действующими являются 16 скважин, 7 из которых фонтанные, а 9 оборудованы ШГН.Одна скважина в бездействующем фонде, еще одна переведена под закачку (нагнетательная). 35 скважин ликвидированы после бурения и 53 скважины – ликвидированы после эксплуатации.В четвертом разделе произведен расчет ГРП в скв. № 850. Получены общий объем закачки жидкости (55,4 м3) и времени проведения процесса ГРП (14 минут).БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК1. Бойко В.С. «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» / В.С. Бойко – М: «Недра», 1990 г -624 с.2. Коротаев Ю.П. «Эксплуатация газовых месторождений» / Ю.П. Коротаев. - М.: «Недра», 1975 г – 582 с.3. Лаврушко П.Н. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» / П.Н. Лаврушко, В.М, Муравьев – М:, «Недра», 1971 г-563 с.4. Комплексная система планирования и проведения гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО «Лукойл»/А.Г. Загуренко, В.А. Коротовских, А.А. Колесников [и др.]//Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 4. – С. 78-80.5. Переориентация азимута трещины повторного гидроразрыва пласта на месторождениях ООО «Лукойл-Нарьян-Марнефтегаз»/И.Д. Латыпов, Г.А. Борисов, А.М. Хайдар, А.Н. Горин//Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 6. – С. 34-38.6. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. – 212 с.7. Методы проведения гидроразрыва пласта [Электронный ресурс] – Режим доступа: https://www.tricanwellservice.com/(дата обращения 09.05.2018)