Выбор параметров оборудования при гидравлическом разрыве пласта

Введение

 

 

Общие прогнозные извлекаемые ресурсы углеводородного сырья в Республике Казахстан составляют 17 млрд. тонн, из них 8 млрд. тонн приходится на казахстанский сектор Каспийского моря. По подтвержденным запасам нефти Казахстан обладает значительными запасами углеводородного сырья и входит в число 15 ведущих нефтедобывающих стран мира(3,3 % мировых запасов).

Нефтегазоносные районы республики, на которых расположено                  172 нефтяных и 42 конденсатных месторождения (в том числе, более                80 разрабатываются), занимают площадь около 62 % территории Казахстана. Основные запасы нефти в Казахстане (более 90 %) сконцентрированы в            15 крупнейших месторождениях – Тенгиз, Кашаган, Карачаганак, Узень, Жетыбай, Жанажол, Каламкас, Кенкияк, Каражанбас, Кумколь, Бузачи Северные, Алибекмола, Прорва Центральная и Восточная, Кенбай, Королевское, половина – в двух гигантских нефтяных месторождениях Кашаган и Тенгиз.

Месторождения находятся на территории шести из четырнадцати областей Казахстана. Это Актюбинская, Атырауская, Западно-Казахстанская, Карагандинская, Кызылординская и Мангистауская области. При этом примерно 70 % запасов углеводородов сконцентрировано на западе Казахстана.

Наиболее разведанными запасами нефти обладает Атырауская область, на территории которой открыто более 75 месторождений с запасами промышленных категорий 930 млн. тонн.

Открытие в 2000 году на севере Каспия Кашаганского месторождения с прогнозными извлекаемыми запасами 2,02 млрд. тонн уже названо самым значительным событием в мировой практике за последние 30 лет.

По запасам природного газа Казахстан занимает 14 место в мире и 4 место среди стран Союза независимых государств после России, Туркменистана и Узбекистана.

Географическое размещение запасов газа распределено так, что 98 % всех запасов газа находятся в недрах Западного Казахстана с территориальной принадлежностью к Мангистауской, Атырауской, Западно-Казахстанской и Актюбинской областям.

Свыше 15 месторождений углеводородов находятся на территории Западно-Казахстанской области. Еще одним перспективным регионом с точки зрения нефтегазового потенциала является Актюбинская область. Здесь открыто около 25 месторождений. Основой нефтедобывающей отрасли Кызылординской и Карагандинской областей является Кумкольская группа месторождений – пятая по значимости нефтегазовая провинция Казахстана.

Месторождение Кумколь открыто в феврале 1984 года, Южно-Казахстанской нефтеразведочной экспедицией ПГО «Южказгеология» Министерство геологии Республики Казахстан. Промышленная разработка месторождения Кумколь ведется с мая 1990 года.

 В настоящее время в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих такие пласты, и увеличения темпов отбора нефти из них, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Гидравлический разрыв может быть определен как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида.

В данной работе описываются горно-геологические условия залегания продуктивных пластов месторождения Кумколь, принцип ГРП для интенсификации притока продукта в нефтегазовую скважину, используемое устьевое оборудование и оборудование скважины при ГРП, расчеты силовых  прочностных и режимных параметров. А так же в работе приводятся данные по экологической защите прилегающей территории при нефтедобыче, экономические расчеты и требования по охране труда.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Горно-геологическая характеристика залегания месторождения

 

1.1 Общие сведения  о месторождении

 

Кумколь — нефтегазовое месторождение в Кызылординской области Казахстана.

Относится к Туранской нефтегазоносной провинции. Открыто в феврале 1984 года. Расположено в 150—170 км севернее города Кызылорда.

В 1985 году институтом “НИПИмунайгаз” составлен проект пробной эксплуатации месторождения Кумколь и схема района месторождения Кумколь.

В 1987 году институтами ВНИГНИ, КазНИГРИ и Казахской опытно-методической экспедицией были выполнены работы по подсчету запасов нефти и газа месторождения Кумколь по состоянию на 15 мая 1987 года.

Отчет по подсчету запасов рассмотрен и утвержден в ГКЗ СССР в ноябре 1987 года.

Эксплуатационное разбуривание месторождения Кумколь начато в 1988 году в соответствии с положениями проекта пробной эксплуатации месторождения.

В начале 2000-х годов построен нефтепровод «Арыскум — Джусалы» (протяжённость около 170 км), доставляющий нефть с месторождения в наливной железнодорожный терминал вблизи посёлка Жосалы.

Залежи углеводородов расположены на глубине 0,9 — 1,4 км. Начальный дебит скважин 20 — 130 т/сут. Плотность нефти 812—819 кг/м³, содержание серы 0,11 — 0,52 %, парафинов 10,8-11,5 %, асфальтенов 0,11-0,92 %, смол 4,8-8,42 %.

Начальные запасы нефти — 280 млн тонн. Извлекаемые запасы нефти на месторождения Кумколь составляют 130 млн тонн; газа — 15 млрд м³.

Кумколь разрабатывают две нефтяные компании: на севере АО «Тургай Петролеум» (совместная компания Лукойла и ПетроКазахстан — по 50 %) и на юге ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз (совместная компания КазМунайГаз и ПетроКазахстан по 33 % и 67 % соответственно). Добыча нефти в 2008 году составляет 5,8 млн тонн.

Кумкольскую нефть транспортируют по нефтепроводу Кумколь-Атасу-Алашанькоу в Китай и в ТОО «ПетроКазахстан Ойл Продактс» для казахстанского рынка.

В октябре 2010 года завершилось строительство автомобильной дороги Кызылорда — Кумколь, длившееся (с перерывами) с 1989 года. Общая стоимость строительства составила около 5 миллиардов тенге [10].

Месторождение Кумколь располагается в пределах 46°15′-46°45′ северной широты  и 65°15′-65°30′ восточной долготы в зоне северных континентальных пустынь.

Это степной район без водных артерий и постоянных населенных пунктов. Территория месторождения Кумколь приурочена к поверхности обширной озерной котловины.

 

Рисунок 1.1 – Карта района месторождения Кумколь

 

Ближайшими населенными пунктами являются железнодорожные станции Жалагаш (150 км), Жосалы (210 км), Карсакпай (180 км) и пос. Сатпаево (250 км). Расстояния до областных центров г. Кызылорда и г. Жезказган  составляют 160 км  и 290 км соответственно. На расстоянии 230 км к востоку от месторождения проходит нефтепровод Омск-Павлодар-Шымкент, а в 20 км к северо-востоку проходит ЛЭП Жосалы- Ленинск.

Площадь месторождения представляет собой степь с абсолютными отметками рельефа 106-109 м над уровнем моря.

Непосредственно территория месторождения Кумколь приурочена к поверхности обширной древней озерной котловины в виде неправильного овала вытянутой в субмеридиальном направлении. С северной и восточной сторон котловина обрамлена платообрамленными возвышенностями с пологими склонами с северо-запада и с запада плато спускается в котловину в виде крутого уступа.

В южной части, особенно в юго-западной части, развита серия песчаных массивов эолового генезиса, самый крупный из которых – пески Арыскум, возвышающиеся над окружающей местностью на 10-15 м.

Почвенный покров месторождения и прилегающих к нему территорий включает следующие почвы: серо-бурые суглинистые, серо-бурые супесчаные защебененные, солонцы, комплексы солонцов с бурыми солонцеватыми; пески. Грунтовые воды залегают на глубине от 100 метров.

Климат района – резко-континентальный с большими сезонными и суточными колебаниями температуры воздуха и малым количеством осадков.

Максимальные летние температуры - +30 + 35 0С, минимальные зимние – до – 36 – 38 0С. 

Годовое количество осадков выпадающих, в зимне-весенний период достигает до 150 мм. В зимнее время часто бывают бураны и метели, характерны постоянные ветры юго-восточного направления. Водные артерии на площади месторождения отсутствуют. Степь покрыта типичной для полупустынь ксерофильной растительностью, в осенне-зимний и весенний периоды изобилует сайгой. Обеспечение технической и бытовой водой осуществляется из специальных гидрогеологических скважин, дающих высокие дебиты воды минерализацией 0.6 – 0.9 г/л из отложений сенон-турона с глубины 50-70 метров. По качеству вода не соответствует стандартам питьевой из-за повышенного содержания фтора. На отметках рельефа 120 м скважины работают на самоизлив. Район не сейсмичный.

 

 

1.2 Характеристика геологического строения, слагающих пород и продуктивного пласта

 

Месторождение приурочено к Сорбулакскому выступу фундамента, разделяющему Акшабулакский и Бозингенский грабены. Блоковое поднятие фундамента отражено в вышележащих отложениях в виде горстовидной антиклинали, в мелкайнозойских осадках в форме валообразного поднятия. По юрско-меловому продуктивному комплексу Кумкольская структура представляет собой антиклинальную складку сложной формы размером 9х4 км и амплитудой 50 м в неокомских отложениях и размером 12х7 км и амплитудой 150 м - в юрских отложениях [7].

Месторождение многопластовое, содержит шесть залежей (рисунок 1.2).

 

 

Рисунок 1.2 – Структурная схема месторождения Кумколь

 

Две из них приурочены к нижненеокомским терригенным отложениям (в горизонтах М-I и М-II), остальные – к верхнеюрским (в горизонтах Ю-I – Ю-III) и нижне-среднеюрским (в горизонте Ю-IV) отложениям. Залежи в меловых отложениях - нефтяные, в юрских – газонефтяные (горизонты Ю-I, Ю-II, Ю-IV) и нефтяные (Ю-III). По типу резервуара они пластовые сводовые с элементами тектонического и литологического экранирования. Глубины залегания продуктивных горизонтов изменяются от 1063 м (М-I) до 1270 м (Ю-IV). ГНК и ВНК в залежах горизонтов Ю-I - Ю-III приняты на отметках соответственно -1111,5 м и -1198 м. ВНК залежей в горизонтах М-I и M-II установлены соответственно на отметках -983 м и -999 м. Высота нефтяной части юрских залежей достигает максимальных значений 89,5-91,5 м в горизонтах Ю-I и Ю-II, а в горизонте Ю-IV не превышает 18,5 м. В залежах горизонтов М-I и М-II высота нефтяной части составляет соответственно 51,7 м и 17,4 м. Высота газовых шапок изменяется от 9,1 м до 31,9 м (Ю-II и Ю-I).

Продуктивный разрез сложен песчаниками и алевролитами. Пределы эффективных толщин по горизонтам - 0,6-12,4 м. Открытая пористость коллекторов - 19,3-23,7%, проницаемость – 0,172-1,133 мкм2, коэффициент нефтенасыщенности - 0,58-0,71, коэффициент газонасыщенности - 0,57-0,72. Начальное пластовое давление - 11,5-13,76 МПа, пластовая температура – 49-56°С. Начальные дебиты нефти - 125,8 м3/сут, дебит газа - 93,8 тыс. м3/сут. на 7-мм штуцере.

Нефти меловых и юрских залежей близки по составу. Плотность их - 812-819 кг/м3. В них содержатся (в %): сера - 0,11-0,52, парафин - 10,8-11,5, асфальтены - 0,11-0,92, смолы - 4,8-8,42.

Составы растворенных газов юрских и меловых залежей резко различны: в юрских метановая составляющая - 44,4-61,2% при содержании тяжелых углеводородов 34,26-50,6%, в меловых превалируют тяжелые углеводороды - 63,7-67,9%, а метан составляет 17,8- 22,2%. В составе газов присутствуют (в %): сероводород - 0,02-0,07, азот - 3,1-10, углекислый газ - 0,5-0,9 и гелий - 0,01-0,1.

Состав свободных газов (в %): метан - 56,75-77,92, этан - 9,01-14,05, пропан - 4,24-10,17, бутаны - 1,24-4,75, пентан и высшие - 0,77-1,01, сероводород в виде следов, азот -4,1-10,7, углекислый газ - 0,29-0,69 и гелий - 0,15-0,22. В газе в незначительных количествах содержится конденсат плотностью 712-732 кг/м3

Пластовые воды продуктивных горизонтов - хлоридно-кальциевого типа, минерализация - 49,7-84 г/л. В водах отмечается повышенное содержание брома, стронция, алюминия и лития. Режим залежей горизонтов M-I, M-II и Ю-III - водонапорный, режим остальных залежей - водонапорный с энергией газовой шапки.

Месторождение находится в разработке. За последние три года добыча нефти стабилизировалась на уровне 5-5,5 млн. т/год. Соединено с трубопроводом Павлодар - Шымкент, который является частью экспортного нефтепровода Казахстан – Китай.

На месторождении Кумколь нефтегазоносными являются нижненеокомские и верхнеюрские отложения.

В нижненеокомских отложениях в составе арыскумского горизонта выделяются два продуктивных горизонта M-I и M-II, которые хорошо коррелируются и однозначно выделяются по данным ГИС. Продуктивные горизонты разобщены глинистыми разделами толщиной от 10 до 20 м.

К горизонту M-I приурочена нефтяная залежь, расположенная в интервале глубин 1061.7-1118.2 м. Высота залежи 48 м. Залежь нефти пластовая, свдового типа.Абсолютные отметки ВНК в пределах разбуренных центральной, и южной частей залежи колеблются в интервале 981.5-986.0 м (отметка ВНК, принятая в подсчете запасов нефти в 1987 г, равна – 983 м).

В северо-западной части залежи ВНК принят на отметке – 985.7 м по данным ГИС и опробования в скважинах 27 и 40, а на северо-востоке по данным ГИС и опробования в скважине 32 ВНК принят на отметке – 992 м.

По уточненной карте, построенной по кровле коллекторов горизонта M-I, сечением изогипс через 10 м получено небольшое изменение площади нефтеносности в сторону уменьшения в южном переклинальном замыкании (район скв. 13, 22) структуры. Размеры залежи составляют 14.0х4.0 км, площадь нефтеносности – 51097 тыс. м2.

Горизонт M-II содержит нефтяную залежь пластово-массивного типа.

Интервал залегания 1093.7-1118.8 м. Высота залежи 23 м. Отметка ВНК горизонта M-II отбивается в интервале 996.0-1000.8 м. Отметка ВНК, принятая в подсчете запасов нефти в 1987 г, равна – 999 м. В ряде скважин, хаотично расположенных по площади залежи, ВНК по данным ГИС отбивается на отметках – 992.5-994.0 м. Размеры залежи горизонта M-II равны 5.6х2.7 км, площадь нефтеносности – 10844 тыс. м2.

В юрских отложениях выделяются продуктивные горизонты Ю-I и Ю-II (2-ой эксплуатационный объект), Ю-III (третий эксплуатационный объект) и Ю-IV (четвертый эксплуатационный объект) [7].

Второй эксплуатационный объект (горизонт Ю-I,II) содержит газо-нефтяную залежь. Залежь пластовая, тектонически экранированная, сводового типа, расположена в интервале глубин 1190-1326 м.

Высота залежи 127 м. Водонефтяной контакт в большинстве скважин отбивается в интервале абсолютных отметок – 1196-1199 м. В ряде скважин

В северной части залежи ВНК принят на отметке – 1203 м (по разведочным скв.30,31,39,1-ск и отчету по подсчету запасов 2000 г). Газо-нефтяной контакт отбивается на отметках – 1111.0-1113.5 м. В большинстве скважин ГНК отбивается на уровне отметки – 1112.0 м. По данным эксплуатационного бурения площадь чисто нефтяной зоны уменьшилась за счет увеличения водонефтяной зоны в восточной приразломной части. Размеры залежи II объекта составляют 19.5х8.2 км. Площадь нефтеносности горизонта Ю-I – 101412 тыс.м2, площадь газоносности 9137 тыс.м2. Площадь нефтеносности горизонта Ю-II – 64135 тыс. м2 , площадь газоности 2280 тыс. м2. Высота нефтяной части 91 м, газовой – 38 м.