Технология направленного гидроразрыва пласта на Солкинском месторождении

Предлагаемый способ кислотного воздействия устанавливает новую, отличную от ранее принятых, последовательность операций по обработке высокотемпературных пластов, способствующую за счет введения добавок неионогенных ПАВ с высокими адсорбционными свойствами увеличению сроков нейтрализации рабочих растворов, более глубокому их проникновению в пласт, уменьшению содержания в продуктах реакции количества окиси железа, более облегченному и быстрому удалению продуктов реакции из призабойной зоны пласта либо наружу, либо вглубь пласта для исключения выпадения вторичных осадков вблизи ствола скважины, значительному сокращению скорости кислотной коррозии подземного оборудования.

Сущность изобретения заключается в предварительной промывке ствола скважины до верхней зоны перфорации обычными промывочными жидкостями для очистки ствола скважины от песка, затем промывки ствола от верхней зоны перфорации до забоя жидкостями с высокими пескоудерживающими свойствами для гарантированной очистки забоя и зоны перфорации от песка, создании динамической кислотной ванны с попеременной закачкой в насосно-компрессорные трубы и затрубное пространство кислотного раствора с добавкамиПАВ для очистки забоя и зоны перфорации от магнитной окалины и окислов железа, повторной промывке и закачке рабочего кислотного раствора с добавками ПАВ с последующей выдержкой в течение не более трех часов для обработки призабойной зоны для увеличения проницаемости и коллекторских свойств пласта, а также снижения поверхностного натяжения на границе раздела "рабочий раствор - пластовая среда" для улучшения проницаемости и с последующим удалением продуктов реакции наружу, либо продавкой в пласт и оттеснения их в глубину пласта от призабойной зоны. 
Осуществление способа поясняется примерами его реализации.

1 Обрабатывают добывающую скважину глубиной 2730 м.

Продуктивная толщина 10 м на глубине 2700-2710 м. Коллектор - карбонатный. Температура пласта - 80oC. Начинают промывку скважины обычным промывочным раствором, например, пластовой водой, с постепенным допуском насосно-компрессорных труб до уровня верхней зоны перфорации, т.е. 2700 м. Далее, установив нижний конец насосно-компрессорных труб (башмак) на забой - 2730 м, проводят промывку раствором с высокими пескоудерживающими свойствами (3% раствор хлористого калия с добавкой 2% карбоксилметилцеллюлозы (КМЦ) и ПАВ в количестве 0,1%) общим объемом 80 м3. Далее, после установки нижнего конца насосно-компрессорных труб (башмака) на глубине 2705 м (середина фильтра), через насосно-компрессорные трубы (НКТ) в пласт закачивают 5 м3 двенадцатипроцентного раствора технической соляной кислоты с добавкой от 0,1% до 1% ПАВ и проводят технологическую выдержку в течение 2 часов. После выдержки проводится промывка продуктов реакции, либо, при невозможности быстрого освоения скважины, оттеснение продуктов реакции в пласт большеобъемным (15-20 м3) низкоконцентрированным (до 0,6%) раствором кислоты с добавкой от 0,1% до 1% ПАВ с высокими адсорбционными свойствами, после чего проводят освоение (вызов притока) на скважине.

2 После промывки и кислотной ванны по примеру 1 закачивают в пласт 5 м3двенадцатипроцентной кислоты с добавкой неионогенного ПАВ с высокими адсорбционными свойствами в количестве 0,8% и производят выдержку в течение 2,5 часов. После выдержки проводится промывка по примеру 1.

3 После промывки и кислотной ванны по примеру 1 закачивают в пласт 5 м3двенадцатипроцентной кислоты с добавкой неионогенного ПАВ с высокими адсорбционными свойствами в количестве 1,2% и производят выдержку в течение 3 часов. После выдержки проводится промывка по примеру 1. 
В результате обработки по предлагаемому способу продуктивность скважины увеличивается в среднем на 30%.

Способ обработки призабойной зоны скважины раствором с добавкой поверхностно-активного вещества (ПАВ), отличающийся тем, что при температурах пласта свыше 60oС сначала проводят промывку скважины промывочным раствором - техническая вода, 3% раствор хлористого калия, с постепенным допуском насосно-компрессорных труб (НКТ) до верхней зоны перфорации, а ниже до забоя промывку ведут 2% раствором КМЦ (карбоксилметилцеллюлозы) на 3% растворе хлористого калия с добавкой 0,1% ПАВ, нижний конец - башмак насосно-компрессорных труб (НКТ) устанавливают на уровне середины фильтра, затем проводят кислотную динамическую ванну 12% раствором соляной кислоты с добавкой от 0,1 до 1% ПАВ в течение до 2 ч попеременной закачкой в НКТ и затрубное пространство, очищают от продуктов реакции зону перфорации и забой, закачивают в пласт рабочий раствор 12% соляной кислоты с добавкой от 0,8 до1,2% ПАВ из расчета 0,5-0,7 м3 на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта, дают технологическую выдержку в течение не более 3 ч, после чего проводят очистку от продуктов реакции вымыванием либо продавкой вглубь пласта большеобъемными, в 2-3 раза превышающими объем рабочего раствора низкоконцентрированными до 0,6% растворами кислоты с добавками от 0,1 до 1% ПАВ, а в качестве ПАВ используют неионогенные ПАВ с высокой адсорбционной способностью.

 

2.5 Освоение и сдача скважины после ГРП

После приёма скважины от руководителя ГРП, мастер бригады КРС выжидает указанное в акте передачи время (обычно 12-48 часов, но начало разгеливания при применении реагентов системы начинается через 4 часа после окончания закачки) на разгеливание жидкости разрыва в пластовых условиях. За это время производится монтаж подъёмника А-60/80, расстановка стеллажей и т. п.

После разгеливания производится стравливание давления в скважине. После этого, периодически закрывая задвижку на устье скважины, производится запись кривой восстановления давления, её обработка по методу касательной, рассчитывается коэффициент продуктивности скважины и по результатам чего выбирается скважинное оборудование для дальнейшей эксплуатации.

По окончании записи КВД на скважине производится отбивка забоя геофизической партией. При отсутствии проппанта выше хвостовика пакера, производится срыв пакера. Затем скважина глушится солевым раствором с ПАВ. После глушения производится срыв и подъём пакера на НКТ 89 мм. После подъёма пакера спускается НКТ 73 мм с гидромонитором или пером для вымыва проппанта из зоны перфорации и нормализации забоя (для предотвращения закрытия трещины, часть проппанта оставляется в стволе, против интервала перфорации). По требованию геологических служб НГДУ, в скважине могут быть произведены гидродинамические исследования.

 

 

3 Экономическая  часть

Эффективные методы воздействия в настоящее время гидравлический разрыв пласта (ГРП) общепризнан как один из наиболее эффективных методов воздействия на залежь с целью интенсификации добычи и повышению нефтеотдачи. Применение ГРП позволяет существенно повысить дебиты скважин в низкопроницаемых пластах и перевести в разряд рентабельных сложнопостроенные месторождения с трудноизвлекаемыми запасами. ГРП является наилучшим средством восстановления первоначальной проницаемости ПЗП и активного воздействия на пласт, его применение повышает коэффициент охвата заводнением и эффективность методов повышения нефтеотдачи пласта. Вместе с тем при его выполнении в пласте происходят необратимые изменения, способные привести к самым негативным последствиям. В связи с этим во всем мире идет активный поиск путей повышения эффективности применения ГРП и совершенствования технологии его применения, расширения диапазона условий оптимального использования гидроразрыва и уменьшения затрат на его выполнение.

ГРП является наиболее дорогостоящим методом воздействия на пласт, поэтому наиболее ответственной задачей представляется отработка методик прогнозирования потенциальных технологических и экономических показателей работы скважин после его выполнения.

Опыт показывает, что стоимость работ по ГРП существенно снижается при его выполнении собственными силами нефтедобывающей компании, при этом на закупку оборудования, главным образом зарубежного производства, требуются значительные финансовые затраты. В связи с этим важной задачей 

представляется оценка перспектив применения ГРП в регионе, а также определение наиболее важных направлений для отработки технологии по производству ГРП. В этой части дипломного проекта проводится экономическое обоснование целесообразности применения ГРП наСолкинском месторождении.

3.1  Расчет экономической  эффективности проектируемого комплекса  мероприятий.

Исходные данные для расчета экономических показателей скомпонованы в таблицу 3.1

Технологический эффект от предлагаемой технологии, исходя из предыдущего опыта подобных мероприятий, составляет в среднем 2-3 года.

Рассмотрим пример расчета экономических показателей за 3 года эксплуатации скважины после проведенного комплексного ремонта скважины.

Таблица 3.1

Исходные данные

№ п/п	Показатель	Ед. изм.	Кол-во
1	Капитальные затраты на проектируемые  мероприятия - ГРП + промывка ( )	млн. руб.	1,200
2	Дополнительная добыча нефти в сутки ( )	т/сут	3
3	Стоимость 1 т нефти ( )	руб./т	5800
4	Себестоимость 1 т нефти ( )	руб./т	3595
5	Коэффициент переменных текущих затрат ( )	%	46
6	Коэффициент эксплуатации скважин ( )	%	98
7	Норма амортизации основных фондов ( )	%	6,7
9	Ставка налога на имущество ( )	%	2,2
8	Ставка налога на прибыль ( )	%	20
10	Средняя норма ежегодного снижения дебита нефти	%	22
11	Ставка банковского процента ( )	%	12
12	Уровень инфляции ( )	%	8

 

Рассчитаем дополнительную среднегодовую добычу нефти (

) за первый год в связи с повышением дебита ( ) скважины после ремонта по формуле:

 

Дополнительная среднегодовая добыча нефти (

) за последующие года с учетом коэффициента, учитывающего ежегодное снижение дебита нефти на 22%:

Найдем прирост выручки за счёт дополнительного объёма реализации ( ) по формуле:

Прирост выручки за последующие 2 года эксплуатации с учетом нормы ежегодного снижения дебита нефти на 22%:

Найдем текущие затраты на дополнительную добычу нефти по годам 
эксплуатации по формуле:

Дополнительные текущие затраты по проектному решению за год, в котором был осуществлен ремонт скважины по формуле:

Рассчитаем амортизационные отчисления (затраты на возмещение основных фондов) по формуле:

Найдем остаточную стоимость имущества в первый год после ремонта и в последующие года эксплуатации скважины по формуле:

Рассчитаем прирост налога на имущество по каждому году в соответствии с формулой:

Найдем прирост прибыли от реализации продукции в результате проведения проектных мероприятий по годам эксплуатации с помощью формулы:

Рассчитаем прирост налога на прибыль по 3 годам по формуле:

Найдем прирост потока денежной наличности ( ) по формуле для каждого года эксплуатации скважины:

Определим прирост накопленного потока денежной наличности ( ) по всем годам расчетного периода по формуле:

Рассчитаем коэффициенты дисконтирования прироста потока денежной наличности по всем годам расчетного периода в соответствии с формулой:

Найдем приросты дисконтированных потоков денежной наличности

( )по всем годам расчетного периода по формуле:

Найдем приросты чистой текущей стоимости ( ) по всем годам 
расчетного периода по формуле: