Регулирование технологий ГРП на основе моделирования процессов и свойств технологических жидкостей

  • Автор:
  • Специальность ВАК РФ: 25.00.17
  • Научная степень: Кандидатская
  • Год защиты: 2012
  • Место защиты: Уфа
  • Количество страниц: 143 с. : ил.
  • бесплатно скачать автореферат
  • Стоимость: 230 руб.
Титульный лист Регулирование технологий ГРП на основе моделирования процессов и свойств технологических жидкостей
Оглавление Регулирование технологий ГРП на основе моделирования процессов и свойств технологических жидкостей
Содержание Регулирование технологий ГРП на основе моделирования процессов и свойств технологических жидкостей
1 ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВ А ПЛАСТА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ РОССИИ И ЗАРУБЕЖОМ
1.1 Назначение ЕРП
1.2 Критерии выбора скважин для проведения ГРП
1.3 Оборудование для ГРП
1.4 Жидкости гидроразрыва и закрепление трещин
1.5 Выбор скважины для ГРП с учетом уже существующих или проектируемых систем разработки, обеспечивающих максимальную добычу нефти при минимальных затратах
1.6 Определение оптимальной геометрии трещин
2 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КОМЕ РЕСПУБЛИКИ ЧАД
2.1 Общие сведения и геолого-физическая характеристика месторождении Коме
2.2 Анализ существующих геологических моделей и методика
подсчета запасов
2.3 Динамика и особенности состояние разработки месторождения Коме
2.4 Методологические подходы к контролью за разработки месторождения Коме
3 АНАЛИЗ ПРОВЕДЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ГРП РАЗЛИЧНЫХ МОДИФИЦИРОВАНИЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ КОМЕ РЕСПУБЛИКИ ЧАД
3.1 Обзор технологии HRWP, StimPAC* и Slurry Pack
3.2 Методология усовершенствованного проекта StimPAC*
3.2 Расчет технологических параметров ГРП с целью подбора
скважины кандидатов
4 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ПОДБОРУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ГРП ДЛЯ УСЛОВИЙ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ КОМЕ РЕСПУБЛИКИ ЧАД
4Л Экспериментальные исследования процесса гелеобразования
композиции “Сиалит” в качестве технологических жидкости для ГРП
4 Л Л Влияние температуры на процесс гелеобразования в
солянокислотных растворах реагента “Сиалит”
4 Л .2 Фильтрационные исседования гелеобразующих составов на
основе реагента “Сианит”
4.2 Экспериментальные исследования гидрофобных эмульсий
в качестве технологических жидкости для ГРП
4.3 Оценка удерживающей способности песка во взвешенном
состоянии в технологических жидкостей
5. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИИ ГРП УСЛОВИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КОМЕ РЕСПУБЛИКИ ЧАД
5.1 Обсуждение технологического оборудования для проведения ГРП
5.2 Технологический процесс проведения и планирование ГРП
5.3 Методика планирования ГРП для высокопроницаемых пород
пласта УОМ месторждения Коме перед началом эксперименте
6 РАЗРАБОТКА МЕТОДИЧЕСКИХ ОСНОВ ПО РАСЧЕТУ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ГРП С УЧЕТОМ ПРИМЕНЕНИЯ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ УСЛОВИЙ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ КОМЕ РЕСПУБЛИКИ ЧАД
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Актуальность работы. В последние годы в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы углеводородов, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных методов повышения коэффициента продуктивности нефтяных и газовых скважин, вскрывающих такие пласты.
Еще в начале 90-х годов гидроразрыв применялся исключительно в низкопроницаемых пластах. Сильное поглощение флюида пластом и рыхлость песчаника, связанного с высокопроницаемыми пластами, могли бы помешать внедрению и совершенствованию одиночного плоского гидроразрыва пласта достаточной ширины для принятия значительного количества проппанта. Более того, подобная структура разрыва, даже если пласт успешно вскрыт, а края трещины закреплены, может быть несовместима с определенными особенностями средне и высокопроницаемых пластов, включая высокую проводимость (ширину).
Значительным шагом вперед, связанный с преимуществами высокопроницаемого разрыва (ВПР) является технология концевого экранирования (ТБО), суть которой заключается в принудительном задерживание горизонтального роста разрыва и увеличении ширины с последующим заполнением проппантом. В результате образуются трещины небольшой протяженности, обладающие большой или исключительно большой шириной. В то время как при традиционном неэкранированном гидроразрыве нормальной считалась бы средняя ширина трещины, равная 6 мм, при применении экранирования обычно наблюдается ширина порядка 25 мм и больше.
С совершенствованием возможностей ГРП и появлением технологии ТБО для высокопроницаемых пластов метод получил еще большее распространение.
или 1 % окисленного, продукта пропановой очистки девонской нефти через керны проницаемостью 2—2,5 мкм2 и перепаде давления 4 МПа соответственно, составила 0,4, 0 и 1 см3 за 30 мин, а удельная фильтрация была 0— 0,3 см3/см2. Фильтрация нефти без присадок составляла 90 смЗ за 30 мин при перепаде давления 0,5 МПа.
Исследования также показали, что принципиальной разницы в свойствах испытанных присадок нет. Все присадки резко снижают фильтрацию нефти, а при обратном токе проницаемость керна полностью восстанавливается. Асфальтит, окисленный битум и окисленный продукт пропановой очистки этой нефти по своим свойствам не уступают продукту БЬ-1, они даже превосходят его, поскольку удельная фильтрация у них меньше.
Асфальтит Садкинского рудника успешно применен при гидроразрыве в добывающих скважинах на промыслах Татарии, Башкирии, Дагестана и Туркмении. На промыслах Татарии 1—2% этого асфальтита добавляли к сырой нефти. Эта жидкость использовалась или как «буферный» объем (6— 10 м3) перед закреплением трещин песком, или как жидкость-песконоситель.
Опыт работ показал, что нефть, содержащая 1—2% асфальтита, имея вязкость, практически равную вязкости сырой нефти, обладала вполне приемлемой песконесущей способностью и обеспечивала ввод в трещины достаточного количества песка при его высоких концентрациях и обычных темпах закачки. Так, при разрыве в скв. 4740 в трещины введено 7 т песка с концентрацией его в нефти, содержащей 1% асфальтита, 250—300 г/л и темпе закачки 1200 м3/сут; в скв. 942 — 9 т песка закачано при концентрациях 200—600 г/л и темпе закачки нефти с присадкой 1% асфальтита не более 2000 м3/сут.
Применение этой жидкости гидроразрыва привело к повышению эффективности ГРП. Эффективность ГРП в нефтяных скважинах возросла до 77%, тогда как по данным ТатНИИ до применения присадки, снижающей фильтрацию нефти, эффективность гидроразрыва в добывающих скважинах составляла 20%. Среднесуточный дебит по всем обработанным скважинам

Рекомендуемые диссертации данного раздела