Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 [ 8 ] 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71

Опыт гидроразрыва прерывистых пластов, представленных в основном отдельными линзами коллектора, получен также в ТПП "ЛУКойл-Когалымнефтегаз" на Повховском месторождении. Пропластки прерывистой зоны вскрываются двумя соседними скважинами при среднем расстоянии 500 м только в 24 % случаев. Основной задачей регулирования системы разработки Повхов-ского месторождения является вовлечение в активную работу прерывистой зоны пласта БВ8 и ускорение по ней темпов выработки запасов. С этой целью на месторождении в 1992-1994 гг. проведено силами СП "КАТКОНЕФТЬ" 154 ГРП. Успешность обработок составила 98 %. При этом по обработанным скважинам в среднем получен пятикратный прирост дебита. Объем дополнительно добытой нефти составил 1,6 млн т. Ожидаемая средняя продолжительность технологического эффекта - 2,5 года. При этом дополнительная добыча за счет ГРП на одну скважину должна составить 16 тыс. т [97]. По данным СибНИИНП к началу 1997 г. на месторождении проведено уже 422 операции ГРП, успешность которых составила 96 %, объем дополнительно добытой нефти -4,8 млн т, среднее увеличение дебита скважин - в 6,5 раза. Среднее отношение дебита жидкости после ГРП по отношению к максимальному дебиту, достигнутому до ГРП и характеризующему потенциальные возможности скважины, равнялось 3,1.

На месторождениях ТПП "ЛУКойл-Лангепаснефтегаз" в течение 1994-1996 гг. проведено 316 операций ГРП, в 1997 г. - еще 202 гидроразрыва. Обработки осуществляются собственными силами и СП "КАТКОНЕФТЬ". Дополнительная добыча нефти составила около 1,6 млн т, средний прирост дебита - 7,7 т/сут на скважину.

В 1993 г. начались опытно-промышленные работы по проведению ГРП на месторождениях ОАО "Ноябрьскнефтегаз", в течение года было проведено 36 операций. Общий объем производства ГРП к концу 1997 г. составил 436 операций. Гидроразрыв проводился, как правило, в малодебитных скважинах с низкой обводненностью, расположенных на участках с ухудшенными фильтра-ционно-емкостными свойствами. После ГРП дебит нефти увеличился в среднем в 7,7 раза, жидкости - в 10 раз. В результате ГРП в 70,4 % случаев обводненность возросла в среднем от 2 % до ГРП до 25 % после обработки. Успешность обработок достаточно высока и в среднем составляет 87 %. Дополнительная добыча нефти

от производства ГРП в ОАО "Ноябрьскнефтегаз" к концу 1997 г. превысила 1 млн т [60].

Фирма "Dowell Schlumberger" является одной из ведущих мировых компаний по интенсификации работы скважин. Поэтому большой интерес представляют ее работы по ГРП на российских месторождениях. Этой компанией был подготовлен проект первого советско-канадского эксперимента по проведению массированного ГРП на Салымском месторождении [55]. Например, на одной из скважин в пласте с проницаемостью 10-3 мкм2 была запроектирована трещина полудлиной 120 м при полной высоте 36,6 м. После проведения летом 1988 г. ГРП в баженовской свите скважина стала фонтанировать с дебитом 33 м3/сут, который через 17 сут снизился до 18 м3/сут. До ГРП приток был "непереливающий", т.е. уровень жидкости в скважине не поднимался до ее устья.

В 1994 г. "Dowell Schlumberger" провела несколько десятков ГРП на Ново-Пурпейском, Тарасовском и Харампурском месторождениях ОАО "Пурнефтегаз". В период до 01.10.95 на месторождениях ОАО "Пурнефтегаз" было проведено 120 гидроразрывов. Среднесуточный дебит обработанных скважин составил 25,6 т/сут. С начала внедрения ГРП добыто 222,7 тыс. т дополнительной нефти. В работе [11] приводятся данные о дебитах скважин приблизительно через год после проведения ГРП: во втором полугодии 1994 г. на месторождениях ОАО "Пурнефтегаз" было проведено 17 операций; средний дебит скважины по нефти до ГРП составлял 3,8 т/сут, а в сентябре 1995 г. - 31,3 т/сут. По некоторым скважинам отмечено снижение обводненности. Внедрение ГРП позволило стабилизировать падающую добычу нефти по НГДУ "Тарасовскнефть".

Опыт проведения гидроразрыва частично истощенных юрских пластов нефтяных месторождений, для которых характерно быстрое падение и низкие темпы добычи, неэффективное заводнение и низкий текущий коэффициент нефтеизвлечения, накоплен в ОАО "Варьеганнефтегаз" [10, 94]. Проведенный анализ показал, что использование жидкостей разрыва на водной основе с закачиванием небольшого количества проппанта (до 10 т) при низких концентрациях приводит к образованию коротких трещин с невысокой проводимостью и позволяет лишь кратковременно увеличить производительность скважины. Переход на применение флюида на нефтяной основе с закачкой 25-35 т проппанта при

недопущении контакта формации с водой после проведения ГРП дал гораздо лучшие результаты: увеличение дебита жидкости в 5 раз по сравнению с его ростом в 2 раза при использовании флюида на воде, снижение обводненности, уменьшение продолжительности вывода скважины на режим, увеличение длительности эффекта. Такие гидроразрывы оказались экономически эффективными и позволили снизить период окупаемости капитальных вложений на проведение этих работ в 3-4 раза по сравнению с операциями, в которых применялись жидкости на водной основе. Из 180 ГРП, проведенных в период 1995-1997 гг., 30 гидроразрывов реализовано на нагнетательном фонде, что привело к увеличению приемистости скважин в среднем в 5 раз и при грамотном подборе скважин для обработок оказалось эффективным средством увеличения нефтеизвлечения.

Анализ результатов внедрения ГРП на месторождениях Западной Сибири показывает, что этот метод обычно применяют в одиночно выбираемых добывающих скважинах [29]. Общепринятый подход к оценке эффективности гидроразрыва состоит в анализе динамики добычи нефти только обработанных скважин. При этом за базовые принимаются дебиты до ГРП, а дополнительная добыча рассчитывается как разница между фактической и базовой добычей по данной скважине. При принятии решения о проведении ГРП в скважине часто не рассматривается эффективность этого мероприятия с учетом всей пластовой системы и расстановки добывающих и нагнетательных скважин. Видимо, с этим связаны негативные последствия применения ГРП, отмечаемые некоторыми авторами. Так, например, по оценкам работы [22], применение этого метода на отдельных участках Мамонтовского месторождения вызвало снижение нефтеотдачи из-за более интенсивного роста обводненности некоторых обработанных и окружающих скважин. Анализ технологии проведения гидроразрыва на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" [69] показал, что зачастую неудачи связаны с нерациональным выбором параметров обработки, когда темп закачки и объемы технологических жидкостей и проппанта определяются без учета таких факторов, как оптимальная длина и ширина закрепленной трещины, рассчитанные для данных условий; давление разрыва глинистых экранов, отделяющих продуктивный пласт от выше- и нижележащих газо- и водонасыщенных пластов. В результате уменьшаются потенциальные возможности