Самаранефтегаз провела  рекордную для Волго-Уральского региона операцию по большеобъемному гидроразрыву пласта (ГРП). Об этом сообщает 7 июля 2017 г Роснефть.   Е диноразово в пласт было закачано 150 т проппанта, что позволило обеспечить высокий дебит скважины – более 90 т/сутки нефти и более 20 тыс м3/сутки газа! Для любознательных напомним, что  пропант ( проппант) — это мелкие шарики — гранулы, используемые для расклинивания с целью повышения эффективности отдачи скважин при применении технологии ГРП. ГРП был выполнен на  скважине №109 Кулешовского месторождения. Операция проводилась в пластах на глубине залегания 3,6 тыс м.   Массу проппанта  специалисты Самаранефтегаза увеличили для достижения максимальной эффективности скважины. По существующей практике, средняя масса закачки проппанта составляет 22 т/1 операция ГРП. Расчеты увеличения массы были сделаны с учетом вскрытой нефтенасыщенной толщи пластов.   Для выполнения операции были задействованы дополнительные насосы высокого давления и емкости технической воды, что обеспечивало высокий темп закачки 4,5 м3/мин при повышении давления до 780 атм. Поэтому особое внимание во время работы уделялось технике безопасности.   Качественная подготовка скважинного оборудования, точный расчет, правильная организация работ по спуску оборудования ГРП в скважину обеспечили успешное проведение нестандартной операции и высокий дебит скважины. Исследования показывают, что и спользование БГРП приводит к существенному по вышению коэффициента извлечения нефти (КИН) по опытному участку за счет увеличения области охвата, те  коэффициента охвата пласта воздействием. Определяющими условиями применения БГРП являются участки с неравномерным распределением остаточной нефти, наличие пропластков с высокой остаточной нефтенасыщенностью, множество тупиковых зон, линз и полулинз, на некотором удалении от ствола скважины и не вовлеченые в разработку. При закачке больших объемов проппанта создаются довольно длинные трещины разрыва, достигающие длинны 120-200м, которые охватывают дренированием межскважинное пространство пласта, слабо участвующее в разработке. Проведение опытно-промышленных работ по Б ГРП в ряде случаев показывает высокую среднюю эффективность по приросту  дебита нефти, удельная технологическая эффективность составила 10,8  т/сутки.  Экономические расчеты показывают, что гидроразрыв с закачкой, к примеру, 200  т проппанта будет рентабельным при минимальном приросте дебита  нефти в 9,8 т/сутки. Большеобъемный ГРП может рассматриваться как аль тернатива дорогостоящему бурению боковых стволов.   Самые богатые нефтью месторождения в Самарской области это Мухановское, Дмитриевское и Кулешовское. Глубина залегания залежей достигает 3000 м. Поэтому применение ГРП — необходимость.    Кулешовское нефтяное месторождение распо­лагается на территории Нефтегорского района Самарской облас­ти, в 15 км к северу от г Нефтегорска. Открытое 1959 г, разра­батывается с 1960 г. Относится к классу крупных, но  уже на завершающей стадии эксплуатации. Для продолжения эксплуатации требуется доразведка. Площадь мес­торождения составляет 74,06 км2.   Месторождение приурочено к локальным поднятиям (Куле­шовское, Корнеевское, Благодаровское, Бобрыкинское) Кулешовского вала, осложняющего западный борт Бузулукской впадины. Кулешовское месторождение характеризуется сложными условия­ми залегания нефтяных залежей, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов. Геологический раз­рез месторождения представлен породами кристаллического фундамента, отложениями среднего и верхнего девона, карбона, перми и четвертичными образованиями. Выявлено 16 нефтяных залежей в терригенных и карбонатных отложениях карбона, терригенных породах верхнего и среднего девона. 2 газонефтяные залежи открыты в кунгурском ярусе (ниж­няя пермь) и приурочены к пелитоморфным и микрозернистым до­ломитам с примесью глинистого материала.   Эффективная газона­сыщенная толщина изменяется от 0,5 до 34 м, пористость 4-25 %, проницаемость 0,025 мкм2. Этаж газоносности 17 м. Залежи нефти с газовой шапкой пластовые сводовые. Залежь нефти в гжельс­ком ярусе связана с органогенно-обломочными известняками. Эф­фективная толщина до 10 м, пористость 15%, проницаемость 0,015 мкм2. В верейском горизонте нефтеносны песчаники, пересла­ивающиеся с алевролитами. Эффективная толщина 0-30 м, порис­тость 11-26%,проницаемость 0,172 мкм2. Наиболь­шей  пористостью и проницаемостью  характеризуются отложе­ния  бобриковского горизонта, наименьшей — карбонатные породы нижней  перми. Глубины залегания продуктивных  горизонтов от 600 до  3640м. Физико-химические свойства нефтb  месторождения из­меняются вверх по  разрезу. Наиболее легкие малосернистые  нефти характерны  для девонских отложений: плотность  0,792-0,794 г/см3,  содержание  серы 0,21 — 0,37 %, парафина 4,9 — 5,6 %.   Самаранефтегаз — дочка Роснефти, которая ведет активную работу на 166 лицензионных участках недр, которые расположены в Самарской и Оренбургской областях. За последние 3 года компания пополнила копилку 14 новыми лицензионными участками. Накопленная добыча нефти с начала деятельности предприятия в 1936 г составила более 1,2 млрд т.   Обсудить на Форуме 

Ссылка на источник



Ваш отзыв

  • Свежие комментарии

  • Популярные статьи

    • Не найдено
  • Облако меток