Министерство образования и науки Российской Федерации Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина Аттестационная работа на тему: АНАЛИЗ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА КИНЯМИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ Слушатель: Драчев Михаил Александрович Слушатель: Драчев Михаил Александрович Руководитель аттестационной работы: Сахаров Виктор Александрович Руководитель аттестационной работы: Сахаров Виктор Александрович

Одним из эффективных способов увеличения темпов добычи и конечной нефтеотдачи является гидравлический разрыв пласта. ГРП, воздействует на пласт, повышая производительность скважины, одновременно ускоряет отбор нефти и увеличивает нефтеотдачу. Также из всех существующих способов обработки низкопроницаемых пластов наибольший эффект достигается при использовании ГРП. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны путем разчленения породы пласта или расширения естественных трещин. Сущность этого процесса заключается в нагнетании в призабойную зону жидкости под высоким давлением, превышающим местное горное давление и прочные свойства породы пласта. Гидравлический разрыв пласта применяется: 1. Для увеличения продуктивности нефтяных скважин; 2. Для увеличения приемистости нагнетательных скважин; 3. Для регулирования притоков или приемистости по продуктивной мощности скважин; 4. Для создания водоизоляционных экранов в обводненных скважин. В данной работе проанализировано проведение ГРП на Киняминском месторождении, находящемся на I стадии разработки

Характеристика района работ В административном отношении Киняминское месторождение входит в состав Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа. В административном отношении Киняминское месторождение входит в состав Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа. На расстоянии около 30 км. к северо-западу от площади работ проходят трассы действующих нефте- и газопроводов. В пределах района работ широко развита сеть межпромысловых трубопроводов. На расстоянии около 30 км. к северо-западу от площади работ проходят трассы действующих нефте- и газопроводов. В пределах района работ широко развита сеть межпромысловых трубопроводов. Постоянная сеть автомобильных дорог с твердым покрытием на территории месторождения отсутствует. Ведутся работы по строительству автодороги, которая соединит Киняминское месторождение с базой. Постоянная сеть автомобильных дорог с твердым покрытием на территории месторождения отсутствует. Ведутся работы по строительству автодороги, которая соединит Киняминское месторождение с базой. Для отсыпки кустовых оснований, площадочных объектов, внутрипромысловых дорог используется гидронамывной песок. Для отсыпки кустовых оснований, площадочных объектов, внутрипромысловых дорог используется гидронамывной песок. Источник водоснабжения на Киняминском месторождении сеноманская вода. Источник водоснабжения на Киняминском месторождении сеноманская вода. Климат резко-континентальный, максимальная температура летом С в июле, зимой – 55 0 С в январе. Снежный покров 1,5 метров. Климат резко-континентальный, максимальная температура летом С в июле, зимой – 55 0 С в январе. Снежный покров 1,5 метров.

Обзорная карта месторождений

Киняминское нефтяное месторождение согласно «Проекта пробной эксплуатации Киняминского месторождения» начало осваиваться в 1988 г. с эксплуатации разведочной скважины №202 р. Разбуривание участка пробной эксплуатации месторождения началось в 1989 г. и проводилось небольшими объемами. В разработке находится только пласт Ю 1 1. Киняминское нефтяное месторождение согласно «Проекта пробной эксплуатации Киняминского месторождения» начало осваиваться в 1988 г. с эксплуатации разведочной скважины №202 р. Разбуривание участка пробной эксплуатации месторождения началось в 1989 г. и проводилось небольшими объемами. В разработке находится только пласт Ю 1 1. Месторождение характеризуется замедленным темпом бурения – с начала разработки на г. проектный фонд реализован по месторождению на 29 %. Месторождение характеризуется замедленным темпом бурения – с начала разработки на г. проектный фонд реализован по месторождению на 29 %. В эксплуатационном фонде Киняминского месторождения числится 120 скважин. Из них 42 добывающих, 32 нагнетательных и 6 водозаборных. Одна скважина – контрольная, одна – в пьезометрах, 3 скважины в консервации, 22 скважины ликвидированы и 13 скважин находятся в ликвидации. В эксплуатационном фонде Киняминского месторождения числится 120 скважин. Из них 42 добывающих, 32 нагнетательных и 6 водозаборных. Одна скважина – контрольная, одна – в пьезометрах, 3 скважины в консервации, 22 скважины ликвидированы и 13 скважин находятся в ликвидации. Низкие темпы отбора нефти не обусловлены геолого-физическими особенностями продуктивного пласта, а являются следствием, в основном, низких темпов разбуривания месторождения. В целом месторождение находится в первой стадии разработки. Низкие темпы отбора нефти не обусловлены геолого-физическими особенностями продуктивного пласта, а являются следствием, в основном, низких темпов разбуривания месторождения. В целом месторождение находится в первой стадии разработки.

Характеристика фонда скважин на г. Наименование Характеристика фонда скважин Пласт Ю 1 1 ФонддобывающихскважинВсего В том числе: действующие из них: фонтанные из них: фонтанные ЭЦН ЭЦН бездействующие бездействующие в освоении с прошлых лет в освоении с прошлых лет в консервации в консервации пьезометрические пьезометрические в ликвидации в ликвидации в ожидании ликвидации в ожидании ликвидации контрольные контрольные ФонднагнетательныхскважинВсего В том числе: под закачкой в освоении с прошлых лет в освоении с прошлых лет в консервации в консервации ликвидированные ликвидированные Фонд водозаборных скважинВсего В том числе: действующие 66

Месторождение характеризуется средними дебитами нефти – 71,6 т/сут. при Месторождение характеризуется средними дебитами нефти – 71,6 т/сут. при обводненности – 29%. обводненности – 29%. Неравномерный ввод новых скважин, а также эксплуатация скважин фонтанным способом на режиме истощения при отсутствии системы ППД привели к быстрому снижению среднегодового дебита нефти, в 1992 году он составил 18,8 т/сут – минимальный среднегодовой дебит за историю месторождения. Неравномерный ввод новых скважин, а также эксплуатация скважин фонтанным способом на режиме истощения при отсутствии системы ППД привели к быстрому снижению среднегодового дебита нефти, в 1992 году он составил 18,8 т/сут – минимальный среднегодовой дебит за историю месторождения. С 1993 года на месторождении наблюдается тенденция роста среднего дебита нефти. ( 75,2 т/сут ) которая обусловлена, в основном, следующими положительными факторами: С 1993 года на месторождении наблюдается тенденция роста среднего дебита нефти. ( 75,2 т/сут ) которая обусловлена, в основном, следующими положительными факторами: - начало перевода скважин на механизированный способ и полная механизация добывающего фонда, - начало закачки воды в1995 году, увеличение ее объемов и их стабилизация с 1996 года. - начало проведения ГРП с января 2002 года. Таким образом, действующий фонд скважин в настоящее время можно разделить на : Таким образом, действующий фонд скважин в настоящее время можно разделить на : - Низкодебитные ( менее 10 т/сут) - 4 скважины - Среднедебитные ( от 10 до 50 т/сут) - 14 скважин - Высокодебитные ( более 50 т/сут ) -19 скважин

Основной способ добычи на месторождении является механизированный. Из механизированных способов применяется только установки электроцентробежных насосов (ЭЦН) Глубина спуска установок мегняется от 2560 до 2780 метров. Основная масса скважин имеет динамический уровень в интервале метров. Забойное давление скважин находится в интервале 48 – 95 атм. Основной способ добычи на месторождении является механизированный. Из механизированных способов применяется только установки электроцентробежных насосов (ЭЦН) Глубина спуска установок мегняется от 2560 до 2780 метров. Основная масса скважин имеет динамический уровень в интервале метров. Забойное давление скважин находится в интервале 48 – 95 атм. Эксплуатация скважин сопряжена с целым рядом трудностей геологического и технического характера, основными из которых являются глубина спуска ЭЦН, парафиноотложения. Эксплуатация скважин сопряжена с целым рядом трудностей геологического и технического характера, основными из которых являются глубина спуска ЭЦН, парафиноотложения. Основными причинами преждевременных отказов установок являются: Основными причинами преждевременных отказов установок являются: - Некачественная эксплуатация и вывод скважин на режим, - Некачественный выбор производительности УЭЦН, - Расчленение и полеты УЭЦН на забой скважины, - Механические повреждения кабеля, - Негерметичность НКТ, - Солеотложения и парафиноотложения, - Засорение призабойных зон пласта некачественным раствором глушения, АСПО, солями и т.д.

Техническая часть Скважина – это горная выработка цилиндрической формы, сооруженная без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины. Устье скважины расположено на дневной поверхности, забой – на дне ее выработки. Скважина – это горная выработка цилиндрической формы, сооруженная без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины. Устье скважины расположено на дневной поверхности, забой – на дне ее выработки. Конструкция скважины должна обеспечивать бесперебойную продолжительную работу скважины. Конструкция скважины должна обеспечивать бесперебойную продолжительную работу скважины. В конструкцию скважины входят: В конструкцию скважины входят: - направление, - кондуктор, - техническая колонна, - эксплуатационная колонна. Размеры составляющих: направление – диаметр 426 мм, кондуктор – диаметр 324 мм, техническая колонна – диаметр 245 мм, эксплуатационная колонна – диаметр 146 (168) мм. Размеры составляющих: направление – диаметр 426 мм, кондуктор – диаметр 324 мм, техническая колонна – диаметр 245 мм, эксплуатационная колонна – диаметр 146 (168) мм.

При фонтанном способе добычи нефти монтируется колонная головка. Колонная головка (ОКК 1-21 ) предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура (АФК 1-65х21)предназначена для герметизации устья скважин при добычи в режимах фонтанирования, подвески колонн лифтовых труб со скважинным оборудованием, а также для контроля и регулирования режима отбора жидкости или закачки рабочего агента по скважине.

Принципиальная схема конструкции скважины, оборудованной УЭЦН КТПНТМПНСУ Пластовая жидкость КРБК ЭЦН АФК АГЗУ Нефтесбор ЛЭП 6кВ

Распределение УЭЦН по типоразмерам

Оборудование применяемое при производстве ГРП Процесс ГРП осуществляется при использовании целого комплекса наземного и подземного оборудования. Процесс ГРП осуществляется при использовании целого комплекса наземного и подземного оборудования. Основными в комплексе технологического оборудования для проведения ГРП являются насосные пескосмесительные установки, с помощью которых производят подготовку рабочих агентов и закачку их в пласт. Основными в комплексе технологического оборудования для проведения ГРП являются насосные пескосмесительные установки, с помощью которых производят подготовку рабочих агентов и закачку их в пласт. Кроме того, при ГРП используется и другое специальное оборудование: подъемные агрегаты, емкости и т.д. используемое для ГРП подземное оборудование включает в себя : воронку, скрепер, шаблоны, пакер, колонну НКТ. Кроме того, при ГРП используется и другое специальное оборудование: подъемные агрегаты, емкости и т.д. используемое для ГРП подземное оборудование включает в себя : воронку, скрепер, шаблоны, пакер, колонну НКТ. Схема расстановки оборудования и спецтехники при производстве ГРП представлена в аттестационной работе, где указаны технические характеристики применяемого оборудования. Схема расстановки оборудования и спецтехники при производстве ГРП представлена в аттестационной работе, где указаны технические характеристики применяемого оборудования. Контроль параметров ГРП осуществляется большим количеством проиборов Контроль параметров ГРП осуществляется большим количеством проиборов - Расходомеры объемные и турбинного типа, - Радиоактивные плотномеры, - Расходомеры объемные, - Датчики давления наземные и автономны, оперативного контроля наружного давления.

Гидроразрыв пласта это одна из наиболее широко применяемых технологий повышения продуктивности, используемых на нефтяных и газовых скважин. Гидравлический разрыв пласта – это одна из наиболее широко применяемых технологий повышения продуктивности, используемых на нефтяных и газовых скважин. ГРП – процесс при котором давление жидкости воздействует на скальные пластовые породы, вызывая их разрушение и образование в них трещин. ГРП – процесс при котором давление жидкости воздействует на скальные пластовые породы, вызывая их разрушение и образование в них трещин. После того, как скальные породы разрушены, продолжающее воздействие давления жидкости удлиняет трещину разрыва от первоначальной точки разрушения пород. После того, как скальные породы разрушены, продолжающее воздействие давления жидкости удлиняет трещину разрыва от первоначальной точки разрушения пород. Жидкость, используемая для передачи гидравлическогодавления на пластовые породы, называется жидкостью ГРП, а заполняющий трещину разрыва материал – пропантом. Жидкость, используемая для передачи гидравлическогодавления на пластовые породы, называется жидкостью ГРП, а заполняющий трещину разрыва материал – пропантом. Проведение ГРП ставит перед собой следующие задачи: Проведение ГРП ставит перед собой следующие задачи: - Образование трещин разрыва пласта, - Заполнение трещин разрыва пропантом для удержания ее в открытом положении, - Удаление жидкости ГРП, - Увеличение продуктивности пласта,

Одной из основных задач при проведении ГРП является подбор скважины. Для этого разрабатывается ряд мероприятий, которые включают в себя следующее: Одной из основных задач при проведении ГРП является подбор скважины. Для этого разрабатывается ряд мероприятий, которые включают в себя следующее: Проводится полное гидродинамическое моделирование и строится трехмерная модель скважины, которая включает в себя следующую информацию: Проводится полное гидродинамическое моделирование и строится трехмерная модель скважины, которая включает в себя следующую информацию: - Анализ геолого-физической и промысловой информации, - Скорость фонтана заводнения, - Выявления возможных осложнений в процессе ГРП, - Технологические расчеты проведения ГРП, - Расчет базового варианта добычи нефти, - Прогноз добычи нефти после ГРП, - Экономическая оценка. Интервал перфорации воронк а хвостовик пакер Омегаматик колонна НКТ кондуктор э/колонна

Анализ эффективности проведения ГРП Принципиальные подходы в оценке проведения ГРП: Принципиальные подходы в оценке проведения ГРП: - Кратность увеличения дебита, - Продолжительность эффекта, - Объем дополнительной добытой нефти. На Киняминском месторождении проведено 22 операции по гидравлическому разрыву пласта. На сегодняшний день в работе находится 16 добывающих скважин, 5 нагнетательных скважин, 1 в консервации. На Киняминском месторождении проведено 22 операции по гидравлическому разрыву пласта. На сегодняшний день в работе находится 16 добывающих скважин, 5 нагнетательных скважин, 1 в консервации. Гидравлический разрыв на месторождении проводился по технологии концевого экранирования, согласно которой создаются относительно короткие, широкие и высокопроводящие трещины. Длина трещин варьируется от 51 до 148 метров (в среднем 97 м. ) ширина 4-12 мм. Средний объем закачки пропанта при проведении ГРП равен 36 тоннам, что составляет около 3 тонн на метр продуктивного пласта. Гидравлический разрыв на месторождении проводился по технологии концевого экранирования, согласно которой создаются относительно короткие, широкие и высокопроводящие трещины. Длина трещин варьируется от 51 до 148 метров (в среднем 97 м. ) ширина 4-12 мм. Средний объем закачки пропанта при проведении ГРП равен 36 тоннам, что составляет около 3 тонн на метр продуктивного пласта. На года скважины после проведения ГРП имеют следующие характеристики: На года скважины после проведения ГРП имеют следующие характеристики: - Среднесуточный дебит жидкости – 141 м3/сут - Среднесуточный дебит нефти – 104 т/сут - Обводненность – 14 %.

В результате проведения ГРП средний прирост дебита нефти по действующим скважинам составил 61,2 т/сут: в 2002 году составил 78 т/сут, в 2003 году – 52,8 т/сут, в 2004 году – 52,7 т/сут. Кратность прироста дебита в среднем равна 2,1 Кратность увеличения дебита после ГРП В результате проведения ГРП средний прирост дебита нефти по действующим скважинам составил 61,2 т/сут: в 2002 году составил 78 т/сут, в 2003 году – 52,8 т/сут, в 2004 году – 52,7 т/сут. Кратность прироста дебита в среднем равна 2,1 Кратность увеличения дебита после ГРП

Большую роль в оценке эффективности производства ГРП является анализ продолжительности эффекта. Большую роль в оценке эффективности производства ГРП является анализ продолжительности эффекта. Оценка производится на основе темпов падения дебитов во времени. Сразу после производства ГРП по 18 скважинам из 22 был получен эффект. На сегодняшний день эффект продолжается по 11 скважинам Оценка производится на основе темпов падения дебитов во времени. Сразу после производства ГРП по 18 скважинам из 22 был получен эффект. На сегодняшний день эффект продолжается по 11 скважинам Эффективность применения технологии ГРП определялась путем определения прироста фактической добычи нефти над базовым уровнем. Рост дополнительной добычи нефти проводился для каждой обработанной скважины в отдельности. В качестве базового дебита использовалось последнее значение дебита нефти до проведения ГРП. Эффективность применения технологии ГРП определялась путем определения прироста фактической добычи нефти над базовым уровнем. Рост дополнительной добычи нефти проводился для каждой обработанной скважины в отдельности. В качестве базового дебита использовалось последнее значение дебита нефти до проведения ГРП.

ВЫВОДЫ ВЫВОДЫ Гидравлический разрыв пласта получил широкое распространение на Киняминском месторождении как наиболееэффективный метод интенсификации. В работе находится около 50% добывающего фонда скважин. Гидравлический разрыв пласта получил широкое распространение на Киняминском месторождении как наиболееэффективный метод интенсификации. В работе находится около 50% добывающего фонда скважин. Средний прирост дебита нефти составил 52,7 т/сут, средняя величина кратности прироста равна 2,1. Исключительными являются операции на скважинах 163 В, 154, 117, 114 где не получен запланированный прирост дебита нефти. Средний прирост дебита нефти составил 52,7 т/сут, средняя величина кратности прироста равна 2,1. Исключительными являются операции на скважинах 163 В, 154, 117, 114 где не получен запланированный прирост дебита нефти. Количество дополнительно добытой нефти в результате проведения ГРП за период 2002 – 2004 гг составило 299,921 тыс.тонн. Количество дополнительно добытой нефти в результате проведения ГРП за период 2002 – 2004 гг составило 299,921 тыс.тонн.