USD 65.9961

+0.11

EUR 73.2227

-0.23

BRENT 58.69

+0.02

AИ-92 42.2

-0.01

AИ-95 45.97

0

AИ-98 51.73

0

ДТ 45.81

-0.04

6987

На Кулешовском месторождении дочка Роснефти провела большеобъемный ГРП, закачав в пласт 150 т проппанта

Самаранефтегаз провела рекордную для Волго-Уральского региона операцию по большеобъемному гидроразрыву пласта (БГРП).

На Кулешовском месторождении дочка Роснефти провела большеобъемный ГРП, закачав в пласт 150 т проппанта На Кулешовском месторождении дочка Роснефти провела большеобъемный ГРП, закачав в пласт 150 т проппанта

Самаранефтегаз провела рекордную для Волго-Уральского региона операцию по большеобъемному гидроразрыву пласта (ГРП).

Об этом сообщает 7 июля 2017 г Роснефть.

 

Единоразово 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 использование БГРП приводит к существенному повышению 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 БГРП 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 альтернатива 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.

 

Источник : Neftegaz.RU

Система Orphus