Прогнозирование разработки Анастасиевско-Троицкого месторождения с использованием ГРП

Содержание

Введение……………………………………………………………………………5 стр.

1. Геологическая часть…………………………………………………………….7 стр.

1.1. Характеристика земельного участка…………………………………...7 стр.

1.2. Климатические условия участка………………………………………..8 стр.

1.3. Физико-географические  и техногенные условия……………………...9 стр.

1.4. Геологическое строение……………………………………………….10 стр.

1.5. Гидрогелогические условия участка………………………………….11 стр.

1.6. Геологические и инженерно-геологические процессы……………...12 стр.

2. Технологическая часть………………………………………………………..13 стр.

2.1. Гидроразрыв пласта, как  средство поддержания продуктивности   скважины…………………………………………………………………….13 стр.

2.2. Сущность метода ГРП…………………………………………………14 стр.

2.2.1. Проведение гидроразрыва…………………………………….16 стр.

2.2.2. Средства проведения  ГРП…………………………………….17 стр.

2.2.3. Необходимые параметры  для проведения ГРП……………..18 стр.

2.3. Технология и техника  проведения ГРП………………………………21 стр.

2.4. Обвязка и оборудование  при ГРП…………………………………….24 стр.

2.5. Оборудование, используемое  при ГРП……………………………….27 стр.

2.6. Расчет гидроразрыва  пласта…………………………………………...32 стр.

Заключение……………………………………………………………………….39 стр.

Список литературы………………………………………………………………40 стр.

 

 

 

Введение

Разработка газовых месторождений - это комплекс работ по извлечению природного газа  из пласта-коллектора.

Под системой разработки газовых месторождений понимают размещение на площади газоносности и структуре необходимого числа эксплуатационных наблюдательных и пьезометрических скважин и соблюдением порядка ввода их в эксплуатацию и поддержанием допустимых технологических режимов эксплуатации скважин. Добываемый природный газ на поверхности подвергается промысловой обработке. Для этого применяется соответствующая система обустройства промысла. Система разработки газовых месторождений и обустройство промысла должны обеспечить заданный уровень добычи газа и целевых компонентов с оптимальными технико-экономическими показателями и коэффициентом газоотдачи при соблюдении условий охраны недр и окружающей среды (если месторождение содержит несколько залежей, то задаваемый уровень добычи газа из каждой находится в результате решения задачи оптимального распределения отбора газа по отдельным залежам данного месторождения, отбор газа из которого определяется на основании оптимизации уровней добычи по месторождениям рассматриваемой газоносной провинции).

Разработки газовых месторождений  характеризуются зависимостями  изменения по времени среднего пластового давления, забойных и устьевых давлений по скважинам, числом скважин, мощностью дожимных компрессорных станций, объёмами поступающей в залежьпластовой воды, технологическими параметрами системы обустройства промысла, а также уровнями капитальных вложений и эксплуатационных расходов, себестоимостью добычи газа и др.  Изменение этих показателей в значительной мере зависит от режима газовой залежи. При газовом режиме в процессе разработки газовых месторождений контурная или подошвенная воды практически не поступают в залежь. При водонапорном режиме продвижение в залежь воды приводит к замедлению темпа падения среднего пластового давления. Последнее обстоятельство непосредственно сказывается на изменениях дебитов газовых скважин, а следовательно, на их количестве, продолжительности периодов бескомпрессорной эксплуатации и компрессорной эксплуатации, постоянной и падающей добычи газа. Процесс фильтрации газа в пласте является практически изотермическим. Однако в призабойной зоне пласта вследствие падения давления может происходить и снижение температуры (вследствие проявления эффекта Джоуля — Томсона). Поэтому при низкой пластовой температуре в призабойной зоне возможно образование гидратов углеводородных газов, что резко снижает продуктивность скважины. Снижение температуры происходит, кроме того, при движении газа по насосно-компрессорным трубам, здесь также возможно образование гидратных пробок. Поступающий на поверхность газ имеет температуру, большую температуры вышележащих пород. Поэтому при добыче газа в зоне многолетнемёрзлых пород происходит локальный прогрев последних и в случае остановки скважины возможно смятие эксплуатационных колонн в результате явления обратногопромерзания пород.  Когда в пластовом газе содержится сероводород и (или) углекислый газ, которые вместе с парообразной влагой или поступающей пластовой водой могут вызыватькоррозию забойного и устьевого оборудования скважины, а также насосно-компрессорных труб, при добыче газа осуществляют ингибирование, предотвращающее образование гидратов, коррозию, выпадение солей. Для восстановления, улучшения продуктивных характеристик газовых скважин применяют методы интенсификации притока газа к забоям скважин. В случае карбонатных коллекторов эффективными оказываются соляно-кислотные обработки призабойной зоны , песчано-глинистых коллекторов —гидравлический разрыв пласта. 

Главной целью данной работы является рассмотрение прогнозирование применения гидравлического разрыва пласта на Анастасиевско-Троицком месторождении.

Геологическая часть

1.1 Характеристика  земельного участка

. В административном отношении участок проектируемого строительства расположен на территории Краснодарского края, Крымского района, на территории Анастасиевско-Троицкого нефтегазового месторождения, на землях запаса Управления имущественных отношений Крымского района, входит в Северо-Кавказско-Мангышлакскую нефтегазоносную провинцию. Это месторождение открыто в 1953 году, а разрабатывается с 1954 года.

Ближайшие населённые пункты: ст. Анастасиевская в 8 км к северу от объекта и ст. Троицкая в 12 км к востоку. Районные центры – города Крымск и Славянск-на-Кубани – расположены в 21 км к югу и 17 км к северо-востоку от проектируемого объекта.

В районе строительства проложена  густая сеть автодорог с твёрдым  покрытием, которые примыкают к  автодороге Крымск – Славянск-на-Кубани и автодороге Славянск-на-Кубани –  Темрюк.

Ближайшие железнодорожные  станции, имеющие погрузочно-разгрузочные площадки – "Себедахово" и "Протока". Железнодорожная станция "Себедахово" СКЖД на участке Крымская – Тимашевская  находится в станице Троицкой. Железнодорожная станция "Протока" СКЖД на участке Крымская – Тимашевская  расположена в городе Славянск-на-Кубани, в 17 км северо-восточнее района расположения площадки. Район работ представляет равнинную местность и занимает центральную часть дельты р. Кубань.

 

 

 

 

 

 

1.2 Климатические  условия участка

Проектируемый объект расположен в западной части Краснодарского края. По климатическому районированию  для строительства относится  к району III Б. Материалы наблюдений приведены по метеостанциям (МС) Славянск-на-Кубани, расчётные значения приведены по данным МС Краснодар.

Климат района умеренно-континентальный  с мягкой зимой, сухим жарким летом, тёплой осенью.

Зима начинается во второй половине декабря и продолжается в течение двух месяцев. Зима неустойчивая. Наиболее холодный месяц – январь, наименьшие срочные значения температуры  по МС Славянск-на-Кубани характерны для  февраля (минус 33 °С). Длительность безморозного периода – 194 дня. Снежный покров бывает ежегодно, но отличается неустойчивостью. Первое появление снега отмечается в первой декаде декабря, сход – в первой декаде марта. Высота снежного покрова достигает в среднем 18 см на защищённой местности. Число дней со снежным покровом достигает 39.

Лето жаркое, сухое, иногда с сильными ливнями. Максимальная температура  самого жаркого месяца (июля) – плюс 41 °С.

Наиболее часто повторяются  ветры северо-восточного и восточного направлений. В летний период восточные  ветры стихают, и одинаково часто  повторяются ветры западных румбов. Среднегодовая скорость ветра – 3,4 м/сек. Среднее число дней за год  с сильным ветром (более 15 м/сек) по МС Славянск-на-Кубани – 19. Наибольшее число дней за год с сильным  ветром по МС Славянск-на-Кубани – 41. Распределение  осадков в течение года довольно равномерное с некоторым преобладанием  в летнее время (июнь – июль), в  зимнее время в декабре – феврале. Режим выпадения летних осадков, как правило, носит ливневый характер. Зимой осадки выпадают в виде дождя  и мокрого снега. Годовое количество осадков – до 652 мм.

 

 

1.3 Физико-географические и техногенные условия

В геоморфологическом отношении участок месторождения приурочен к левобережной пойме р. Кубань. Поверхность поймы представляет собой аккумулятивную, плоскую низменную равнину. Уклоны поверхности незначительны.

В тектоническом отношении  район строительства относится  к Западно-Кубанскому прогибу и  расположен в пределах Славянско-Рязанской  мегантиклинали.

Участок под строительство  расположен на территории Анастасиевско-Троицкого  месторождения нефти и газа. Абсолютные отметки поверхности земли изменяются от 2,20 м до 4,46 м.

Район строительства несёт  высокую техногенную нагрузку. Основными  техногенными формами рельефа здесь  являются сети подземных и наземных коммуникаций, нефтяные и газовые  скважины, промысловые дороги, каналы.

Гидрографическая сеть района представлена реками Кубань, Протока, Адагум, Афипским коллектором и внутренними  водоёмами. Имеется развитая сеть оросительных и сбросных каналов.

Естественный рельеф района представляет собой плоскую, почти  идеальную равнину, сложенную речными  наносами. Абсолютные отметки поверхности  едва заметно уменьшаются в направлении  Приазовских плавней (отметки колеблются от 2,5 до 4,9 м).

Естественная растительность района представлена вербой, тополями вдоль реки Кубани, камышом, кугой  и рогозом вдоль каналов и  ериков, имеется терновник, акация и  ежевика.

 

 

 

 

 

1.4 Геологическое строение

Месторождение приурочено к  брахиантиклинали в пределах Анастасиевско-Краснодарской  антиклинальной зоны. Складка осложнена  двумя сводовыми поднятиями. Установлены 10 залежей в плиоцене и миоцене  на глубине 750-1770 м. Горизонты I, Ia, II, III содержат газ, IV - нефть с газовой шапкой, V, VI, VIa, VII - нефть. Основной продуктивный горизонт IV с эффективной толщей до 50 м. Газонефтяной контакт 1502 м., а водонефтяной 1521-1532 м. Высота газовой шапки 100 м. Коллекторы поровые ( пески и песчаники); пористость 20-30 %, проницаемость 900 мД. Начальное пластовое давление соответствует гидростатическому, температура 38-66°С. Cостав газа (%): CH₄ - 91- 98; C₂H₆ + высшие - 3,5-0,80; CO₂ - 5,0-0,2; N₂ - до 1,3. Hефть содержит S до 0,3%, парафина до 3%. Плотность нефти 830-908 кг/м³. Эксплуатируются 900 скважин. Центр добычи - пос. гор. т. Ахтырский. Начальный дебит нефти в скважинах 14-45 т/сут.

Геологическое строение рассматриваемого участка, до изученной глубины 15,0 м, представлено следующими геолого-генетическими комплексами:

• комплексом нерасчленённых голоценовых и верхнеплейстоценовых аллювиальных отложений;
• комплексом голоценовых делювиально-аллювиальных отложений;
• комплексом современных почв;
• комплексом современных техногенных грунтов.

Разрез отличается разнообразием  литологического состава грунтов. Здесь выделены пески пылеватые  и мелкие, и все разновидности  глинистых грунтов (от супесей до глин). Преобладающими в разрезе  являются глинистые разности грунтов. В целом для геологического строения территории характерна частая и быстрая смена одних отложений другими, фациальные изменения грунтов в плане и по глубине. Комплекс нерасчленённых голоценовых и верхнеплейстоценовых аллювиальных отложений  представлен глинистыми разностями (суглинки, глины) различной консистенции от полутвёрдой до текучепластичной, и песками пылеватыми и мелкими водонасыщенными. Грунты неоднородны. Вскрытая мощность отложений колеблется от 1,4 м до 12,5 м. Комплекс голоценовых делювиально-аллювиальных отложений  представлен глинами полутвёрдыми, суглинками туго и мягкопластичными, супесями твёрдыми и песками пылеватыми влажными и маловлажными. Отложения залегают под маломощными почвами, редко под насыпными грунтами. Мощность отложений изменяется от 0,2 до 3,5 м. Комплекс современных почв распространен практически повсеместно с поверхности грунтового массива. Почвы суглинистые относятся к типу аллювиальных луговых почв. Содержание органического углерода в почвах в среднем 3,2 %. Почвы характеризуются маломощным плодородным слоем (их мощность изменяется в пределах 0,1 – 0,5 м). Для целей рекультивации они используются на полную мощность.

1.5 Гидрогеологические условия участка

На рассматриваемой территории, на глубине 2 – 4 м вскрыты подземные воды первого водоносного горизонта, и на глубине 8 – 10 м вскрыты подземные воды второго от поверхности водоносного горизонта. На момент изысканий (март 2009 г.) уровень подземных вод зафиксирован на глубине 1 – 4 метра. Водовмещающими являются практически все выделенные разности грунтов (глины, суглинки и пески). Питание подземных вод осуществляется за счёт поверхностных вод и атмосферных осадков. Разгрузка происходит в нижележащие горизонты. Естественный режим подземных вод нарушенный. Установившийся уровень их характеризуется непостоянством и зависит от климатического и техногенного факторов. В зимне-осенний период из-за высокого природного уровня подземных вод в условиях равнинного рельефа даже незначительные осадки приводят к водонасыщению кровли грунтовой толщи. А в весенне-летний период, при естественном понижении уровня подземных вод, создаётся искусственный его подъём (заполняются водой оросительные и дренажные системы полей). Воды первого и второго водоносных комплексов обладают тесной гидравлической связью.

1.6 Геологические и инженерно-геологические процессы