Применение гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Геология
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

1,1 Мб
Опубликовано:

2013-10-15

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Применение гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении

Реферат

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА, ЖИДКОСТЬ РАЗРЫВА, РАСКЛИНИВАЮЩИЙ АГЕНТ, ПРОДАВОЧНАЯ ЖИДКОСТЬ, МАНИФОЛЬД, ПАКЕР, ЯКОРЬ, ГЕЛЬ, ПРОВОДИМОСТЬ ТРЕЩИНЫ

Объектом исследования является Ачимовская толща (пласты БС_16-22) Мало-Балыкского месторождения, разрабатываемого ООО «РН-Юганскнефтегаз».

В первом разделе дипломного проекта представлены общие сведения об объекте разработки, геолого-физические характеристики продуктивных пластов, физико-химические свойства нефти, газа и воды.

Во втором разделе проведен анализ текущего состояния разработки объекта. Представлен анализ методов увеличения нефтеотдачи, применяемых за последние годы. Обосновано, что основным мероприятием, позволяющим вести эффективную разработку данного объекта, является гидроразрыв пласта.

В дипломном проекте произведен анализ ГРП по основному эксплуатационному объекту БС_16-22 и выработаны некоторые рекомендации по повышению его дальнейшего применения, спроектировано проведение ГРП на примере конкретной скважины.

В экономической части проекта произведен анализ экономической эффективности применения ГРП по скважинам переходящего фонда.

В разделе Безопасность и экологичность проекта дана оценка обеспечения уровня организации безопасности производства и окружающей среды при производстве гидравлического разрыва пласта.

Содержание

Введение

. Геолого-физическая характеристика месторождения

.1 Общие сведения о месторождении

.2 Геологическое строение месторождения и залежей

.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек

.4 Свойства и состав нефти, газа и воды

.5 Запасы нефти и газа

. Анализ текущего состояния разработки

.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов

2.3 Анализ ранее проведенных работ по применению методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти

3. Сведения о применении гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении

.1 Применение гидравлического разрыва пласта в отечественной и зарубежной практике

.2 Оборудование, применяемое для гидравлического разрыва пласта

.3 Жидкости и материалы, применяемые для гидравлического разрыва пласта

.4 Определение интервалов продуктивной мощности после проведения гидравлического разрыва пласта

. Анализ эффективности применения гидравлического разрыва пласта по объекту БС_16-22 Мало-Балыкского месторождения

.1 Выбор скважин для осуществления гидравлического разрыва пласта

.2 Наименование работ, выполняемых для подготовки скважины к проведению гидравлического разрыва пласта

.3 Описание технологии проведения гидравлического разрыва пласта

.4 Наименование работ, выполняемых для освоения скважины после проведения гидравлического разрыва пласта

.5 Расчет основных параметров гидравлического разрыва пласта

.6 Анализ эффективности применения гидравлического разрыва пласта по объекту БС_16-22 на Мало-Балыкском месторождении

.6.1 Анализ эффективности повторного применения гидравлического разрыва пласта

.6.2 Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта по сервисным компаниям

.6.3 Влияние полудлины трещины и числа проппанта на эффект от гидравлического разрыва пласта

.6.4 Влияние размера проппанта и проницаемости пласта на эффект от гидравлического разрыва пласта

.6.5 Влияние ориентации сетки скважин и расчлененности пласта на эффект от гидравлического разрыва пласта

.6.6 Анализ результатов исследований на скважинах с гидравлическим разрывом пласта

. Экономическая эффективность проекта

.1 Характеристика производственно-хозяйственной деятельности ООО «РН-Юганскнефтегаз»

.2 Расчет дополнительной добычи нефти

.3 Расчет показателей оценки экономической эффективности ГРП

.4 Анализ чувствительности проекта

. Безопасность и экологичность проекта

.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей

.2 Мероприятия по технике безопасности

.3 Мероприятия по промышленной санитарии

.4 Мероприятия по охране окружающей среды

Заключение

Список использованных источников

Введение

Мало-Балыкское месторождение находится на второй стадии разработки, характеризующейся увеличением добычи нефти и вводом в действие новых скважин, при этом идет активное разбуривание ачимовской толщи (БС_16-22). Особенностью разработки месторождения является то, что вводимые в эксплуатацию добывающие и нагнетательные скважины характеризуются низкими дебитами и приемистостью, тем самым не обеспечивая плановый отбор продукции.

Основным является эксплуатационный объект БС_16-22, добыча которого составляет 64% всей добытой нефти месторождения. Коллектора представлены песчано-алевролитовыми отложениями, с преобладанием мелкозернистых песчаников. Особенностями пластов являются аномально низкое среднее значение проницаемости пород-коллекторов (0,004 мкм²) и высокая пластовая температура (86 ^оС), значение пористости в среднем составляет 18%. По классификации А.А. Ханина коллекторы пластов БС_16-22 можно отнести - к V классу. Все это является основным ограничивающим фактором для применения большинства известных технологий методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

Поэтому основным мероприятием, позволяющим вести эффективную разработку объекта БС_16-22, является гидроразрыв пласта. Разработка значительной части площади нефтеносности нерентабельна без применения гидравлического разрыва пласта (ГРП). За период 1988 - 2005 г. на месторождении проведено более 700 гидроразрывов. Его применение привело к значительному превышению проектных уровней отбора нефти, несмотря на более медленные темпы разбуривания залежи, чем заложено по проекту.

В данном дипломном проекте произведен анализ эффективности ГРП и разработаны рекомендаций по ее повышению на Мало-Балыкском месторождении применительно к основному объекту разработки - пластам ачимовской толщи (БС_16-22).

1. Геолого-физическая характеристика месторождения

.1 Общие сведения о месторождении

Мало-Балыкское месторождение в административном отношении расположено в Нефтеюганском районе на территории Ханты-Мансийского автономного округа. Ближайшие населенные пункты - Нефтеюганск, Пыть-Ях, Мамонтово.

Климат района - резко континентальный с холодной продолжительной зимой и коротким теплым летом. Характерная особенность района - наличие многолетнемерзлых пород.

На западе и востоке площади встречаются болота преимущественно торфяного типа. Растительность района представлена сплошным лесом с преобладанием хвойных пород (кедр, ель, сосна, лиственница).

Месторождение открыто в 1966 г. и введено в промышленную эксплуатацию в 1984 г. Работы проводит НГДУ Майскнефть ООО «РН-Юганскнефтегаз», базирующиеся соответственно в поселке Мамонтово и городе Нефтеюганске. В настоящее время на месторождении эксплуатируются три объекта: АС_4-6 с 1984 г., АС_7-8 с 1988 г. и БС_16-22 с 1986 г.

С 2002 г. разработка месторождения осуществляется на основе проектного документа «Анализ разработки Мало-Балыкского месторождения», утвержденного Центральной комиссией по разработке горючих полезных ископаемых Минэнерго России (протокол от 16.01.2003 г. № 2957). Этот проектный документ был утвержден со следующими основными положениями: для объекта БС_16-22 - площадная девятиточечная система разработки с расстоянием между скважинами 400 х 400 м; для объекта АС_4-6 - блочно-замкнутая система воздействия, для объекта АС_7-8 - организация приконтурного заводнения с рядной системой размещения скважин. На ачимовской толще с 1991 года, в массово применялся гидроразрыв пластов, что привело к значительной интенсификации добычи нефти по сравнению с проектной.

.2 Геологическое строение месторождения и залежей

Стратиграфия. Геологический разрез месторождения сложен мезокайнозойскими отложениями осадочного чехла, залегающего на поверхности палеозойского складчатого фундамента. На Малобалыкской площади палеозойские отложения вскрыты на глубине 2784 - 3300 м, толщина коры выветривания на Малобалыкской площади составляет от 9 до 100 м. Выше по разрезу вскрыты юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные отложения.

Из всех свит систем осадочного чехла подробно рассмотрим только ахскую свиту меловой системы, к которой относятся интересующие нас пласты Ач₁, Ач₂ и Ач₃, так как тема данного дипломного проекта раскрывается применительно к этим пластам.

Меловая система представлена двумя отделами: нижним и верхним [1]. Нижний отдел включает в себя породы пяти свит (снизу вверх): ахскую, черкашинскую, алымскую, викуловскую и ханты-мансийскую. К верхнему отделу меловой системы относятся уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.

Отложения ахской свиты формировались в области морского осадконакопления. В основании свиты залегает нижняя глинистая пачка, называемая подачимовской, сложена глинами уплотненными темно-серыми, прослоями почти черными с коричневатым оттенком, доля которых значительно увеличивается вблизи границы с породами баженовской свиты. Толщина пачки 10 - 50 м.

В районе Малобалыкской площади в отложениях ачимовской толщи выделены три песчано-алевритовые пачки: нижняя, средняя и верхняя. Их отделяют друг от друга и от отложений баженовской свиты три хорошо прослеживаемые глинистые пачки.

Слои песчаников внутри пачек не всегда выдержаны. Наиболее хорошо выдерживаются песчаные прослои в средней песчано-алевритовой пачке. В первой и третьей пачках песчаники зачастую глинизируются. Наблюдается закономерное уменьшение мощностей пачек в западном направлении.

Средняя глинистая пачка ахской свиты представлена большей своей частью аргиллитами серыми и темно-серыми, средней крепости, алевритистыми, с подчиненными прослоями алевролитов серых средне- и крупнозернистых, средней крепости, с незначительной примесью углистого материала.

Верхняя песчано-глинистая толща сложена преимущественно аргиллитами серыми, иногда с голубоватым оттенком, плотными, массивными, иногда тонкогоризонтальнослоистыми.

Характерным является то, что в западном и северо-западном направлениях происходит постепенное замещение песчаников алевролитами и алевритистыми глинами.

Ахская свита заканчивается характерной пачкой темно-серых аргиллитов, тонкоотмученных, уплотненных, содержащих богатый комплекс фораминифер. Эта пачка аргиллитов, вошедшая в унифицированную стратиграфическую схему под названием «пимской». В целом толщина ахской свиты на Малобалыкском месторождении составляет 499 - 695 м. Ачимовская пачка залегает в интервале глубин от 2650 до 2770 м, ее общая мощность около 200 м.

Тектоника. В тектоническом отношении район исследований расположен в центральной части Западно-Сибирской плиты, входящей в состав молодой Уральско-Сибирской платформы и приурочен к Малобалыкской мегаседловине.

Район Малобалыкской площади занимает наиболее высокое гипсометрическое положение среди окружающих площадей. Центральное поднятие Малобалыкского месторождения приурочено к горстообразному выступу фундамента, формирование которого происходило в условиях сильного бокового сжатия.

Мобильные блоки фундамента в центральной части Малобалыкского выступа сформировались в области разгрузки сжимающих тектонических напряжений.

В породах фундамента здесь широко развиты зоны разуплотнения, зоны разломов, плоскости которых в значительной степени наклонены.

Вследствие этого, в присводовой части Малобалыкского палеоподнятия сформировалась область дробления, многочисленны разломы, плоскости которых в значительной степени наклонены.

Ачимовская толща имеет клиноформное строение. Пласты «падают» с востока на запад с амплитудой 300 - 400 м, выполаживаясь вверх по разрезу. Залежи нефти контролируются структурно-литологическим фактором. Разломы в центральном куполе и юго-восточной части сохраняются по всем пластам ачимовской пачки, хотя амплитуда их уменьшается. Стратиграфический диапазон тектонической раздробленности весьма широк - от низов ачимовской пачки до сеномана.

Наблюдаемая по данным сейсморазведки 2Д, 3Д и данным ГИС высокая дислоцированность пород фундамента и осадочного чехла, включая меловые отложения, дает основания предположить, что последняя тектоническая активизация изучаемой территории проходила в постмеловое время [2].

Нефтегазоносность месторождения. На Мало-Балыкском месторождении нефтегазоносными являются юрские и нижнемеловые отложения.

Всего в разрезе выделяется десять продуктивных пластов, находящихся на балансе РГФ. Залежи пластов АС₄, АС_5-6, АС₇, АЧ₁, АЧ₂, АЧ₃ находятся в промышленной разработке. Залежи пластов БС₉², БС₁₀¹, ЮС0 и ЮС₂нуждаются в доразведке.

В таблице 1.1 представлены краткие сведения о залежах Малобалыкского месторождения.

Залежь пласта Ач₃. Пласт распространен по всей площади месторождения и содержит 18% балансовых и 8% извлекаемых запасов ачимовской толщи. Подошва нефти отбивается по данным геофизических исследований скважин (ГИС) на отметках от 2578 до 2809 с перепадом 231 м, что подтверждается результатами испытания. Также, как и для АЧ₂, ВНК пласта АЧ₃ отбивается неравномерно.

Таблица 1.1 - Краткие сведения о залежах Мало-Балыкского месторождения

Пласт	Средняя глубина, м	Площадь залежи, км²	Количество вскрывших скважин	Тип залежи	Тип коллектора
АС₄	1936	177	973	пластовая-сводовая	терригенный-поровый
АС_5-6	1971	41	952	пластовая-сводовая	терригенный-поровый
АС₇	2000	3	197	пластовая-сводовая	терригенный-поровый
БС₉²	2580	11	14	структурно-литологическая	терригенный-поровый
БС₁₀¹	2420	5	6	структурно-литологическая	терригенный-поровый
АЧ₁	2600	213	700	структурно-литологическая	терригенный-поровый
АЧ₂	2620	360	698	структурно-литологическая	терригенный-поровый
АЧ₃	2690	190	596	структурно-литологическая	терригенный-поровый
ЮС₀	2762	124	14	литологическая	-
ЮС₂	2800	34	8	структурно-литологическая	терригенный-поровый

Залежь пласта АЧ₂. Залежь пласта АЧ₂ имеет наибольшие размеры по площади нефтеносности и содержит 73% балансовых и 83% извлекаемых запасов всей ачимовской толщи. Пласт АЧ₂ расположен в диапазоне абсолютных отметок от 2496 м до 2723 м. Водонефтяной контакт отслеживается в залежи весьма условно и лежит в интервале 2720 - 2725 м.

Залежь пласта Ач₁. Пласт АЧ₁ содержит 8% балансовых и 9% извлекаемых запасов нефти от общих запасов ачимовской толщи. Водонефтяная зона в пласте АЧ₁ не обнаружена. Подошва нефтяных пропластков отбита по данным ГИС в диапазоне абсолютных отметок от 2616 до 2716 м.

В таблице 1.2 представлены статистические показатели по толщинам ачимовских пачек. Статистические показатели неоднородности приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.2 - Характеристики толщин продуктивных пластов группы АЧ_1-3

Параметры	Минимальное значение	Максимальное значение	Среднее значение	Среднеквадратичное отклонение	Коэффициент вариации
БC₁₆ (АЧ₁)
Общая толщина, м	0,6	103,5	28,1	13,0	0,5
Эффективная толщина, м	0,6	24,8	4,5	3,3	0,7
Нефтенасыщенная толщина, м	0,4	24,8	4,5	3,3	0,7
БC_17-20 (АЧ₂)
Общая толщина, м	9,4	137,3	63,6	18,5	0,3
Эффективная толщина, м	1,0	49,0	18,4	7,6	0,4
Нефтенасыщенная толщина, м	0,8	45,0	18,0	7,5	0,4
БC_21-22 (АЧ₃)
Общая толщина, м	2,0	137,2	40,7	21,5	0,5
Эффективная толщина, м	0,8	36,4	8,1	5,0	0,6
Нефтенасыщенная толщина, м	0,4	27,2	7,2	4,2	0,6

Таблица 1.3 - Статистические показатели характеристик неоднородности продуктивных пластов группы АЧ_1-3

Параметры	Минимальное значение	Максимальное значение	Среднее значение	Среднеквадра тичное отклонение	Коэффициент вариации
БC₁₆ (Ач₁)
Коэффициент песчанистости	0,00	1,00	0,05	0,10	1,9
Коэффициент расчлененности	1,00	17,00	2,43	1,70	0,7
Толщина проницаемого прослоя, м	0,53	9,60	2,02	1,31	0,6
Коэффициент макронеоднородности	0,10	1,88	0,66	0,33	0,5
БC_17-20 (Ач₂)
Коэффициент песчанистости	0,00	0,70	0,30	0,13	0,4
Коэффициент расчлененности	1,00	28,00	10,70	4,66	0,4
Толщина проницаемого прослоя,м	0,65	5,20	1,80	0,58	0,3
Коэффициент макронеоднородности	0,19	1,54	0,60	0,17	0,3
БC_21-22 (АЧ₃)
Коэффициент песчанистости	0,00	1,00	0,22	0,15	0,7
Коэффициент расчлененности	1,00	25,00	5,59	3,20	0,6
Толщина проницаемого прослоя,м	0,50	7,40	1,52	0,61	0,4
Коэффициент макронеоднородности	0,14	2,00	0,74	0,23	0,3

.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек

Коллекторские свойства и начальная нефтенасыщенность продуктивных пластов Малобалыкского месторождения изучались по данным лабораторных исследований керна, промыслово-геофизических и гидродинамических исследований разведочных и эксплуатационных скважин. Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности пластов группы АЧ_1-3представлена в таблице 1.4 [3].

Таблица 1.4 - Характеристики коллекторских свойств и нефтенасыщенности пластов группы АЧ_1-3

Пласт	Наименование	Проницаемость, мкм²		Пористость, %		Начальная нефтенасы-щенноть, %	Остаточная водонасы-щенность, %
		ГИС	керн	ГИС	керн
АЧ₁	Количество скважин, ед.	725	012	725	12	725	12
	Количество определений, ед.	96	209	1042	210	1050	200
	Среднее значение	0,0053	0,0024	16,0	17,1	66,0	50,2
	Минимальное значение	0,0004	0,0001	13,0	2,2	28,0	26,3
	Максимальное значение	0,071	0,069	21,0	22,3	85,0	97	0,17	0,12	0,3	0,4	0,3	0,3
АЧ₂	Количество скважин, ед.	684	40	684	40	684	40
	Количество определений, ед.	12078	1510	12969	1659	12782	1372
	Среднее значение	0,006	0,0019	16,0	16,6	62,0	55,6
	Минимальное значение	0,0001	0,0001	1,0	0,4	28,0	27,7
	Максимальное значение	0,083	0,041	21,0	22,1	83,0	99
	Коэффициент вариации, доли ед.	0,0026	0,0014	0,4	0,4	0,4	0,3
АЧ₃	Количество скважин, ед.	666	21	666	21	666	21
	Количество определений, ед.	4741	512	5348	671	3847	341
	Среднее значение	0,0054	0,0009	16,0	16,1	56,0	61,6
	Минимальное значение	0,0001	0,0001	1,0	0,3	28,0	32,4
	Максимальное значение	0,099	0,01	21,0	18,7	81,0	98
	Коэффициент вариации, доли ед.	0,28	0,15	0,4	0,4	0,6	0,3

.4 Свойства и состав нефти, газа и воды

Компонентный состав пластовой и разгазированной нефти, а также нефтяного газа определялся методом газожидкостной хроматографии. Свойства пластовой нефти пластов группы АЧ_1-3 представлены в таблице 1.5 [4]. Как видно из таблицы, пластовые нефти Малобалыкского месторождения находятся в условиях высоких пластовых давлений. Нефти месторождения относятся к маловязким [5], средним по плотности (от 860 до 880,5 кг/м³) [6]. По данным, представленным в таблице 1.6, следует, что нефти Малобалыкского месторождения характеризуются как сернистые, парафинистые, малосмолистые [7]. Нефтяной газ жирный (таблица 1.7). Диапазон изменения и средние значения основных характеристик пластовых вод Малобалыкского месторождения приведены в таблице 1.8.

Таблица 1.5 - Свойства пластовой нефти пластов группы АЧ_1-3

Наименование параметра	Пласт АЧ_1-3
	Диапазон значений	Среднее значение
Пластовое давление, МПа	20,0 - 30,0	24,3
Пластовая температура, ⁰С	80,0 - 99,0	86
Давление насыщения газом, МПа	2,7 - 14,2	9,5
Суммарное газосодержание, м³/т	25,1 - 82,4	60,3
Плотность пластовой нефти, кг/м³	726 - 830	769
Вязкость пластовой нефти, мПа·с	0,74 - 1,73	1,13
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10^-4	10,0 - 15,0	12,6
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.	1,09 - 1,31	1,23
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	1,05 - 1,24	1,17
Плотность разгазированной нефти при	832 - 860	851
дифференциальном разгазировании, кг/м³

Таблица 1.6 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Наименование		Количество исследованных		Диапазон изменения	Среднее значение
		скважин	проб
Вязкость динамическая при 20 ⁰С, мПа·с		26	48	10,84 - 29,74	15,56
Вязкость динамическая при 50 ⁰С, мПа·с		26	48	4,84 - 10,25	6,20
Температура застывания, ⁰С		15	32	(-30,00) - (-1,00)	-23,14
Температура плавления парафина, ⁰С		25	46	54,0 - 66,0	55,2
Температура начала кипения, ⁰С		27	49	58,0 - 114,0	84,3
Массовое содержание, %	серы	25	47	0,53 - 1,38	1,08
	cмол силикагелевых	26	48	2,28 - 8,20	6,48
	асфальтенов	26	48	1,02 - 2,75	1,07
	парафинов	25	46	1,59 - 2,71	2,54
	воды	26	35	0,01 - 3,05	0,52

Таблица 1.7 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %)

Наименование	При однократном разгазировании плаcтовой нефти в стандартных условиях		При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях				Пластовая нефть
	выделившийся газ	нефть	выделившийся газ		нефть
Сероводород	отсутствует
Углекислый газ	1,810	0,02		2,060		0,02		0,72
Азот + редкие	0,930	нет данных		1,040		0,00		0,35
Метан	57,300	0,23		65,150		0,04		22,55
Этан	11,800	0,36		13,130		0,63		4,90
Пропан	15,320	1,86		12,650		4,17		7,07
Изобутан	1,700	0,57		0,980		1,03		1,01
н-Бутан	6,440	3,13		3,270		5,08		4,46
Изопентан	1,170	1,39		0,450		1,91		1,40
н-Пентан	2,110	3,23		0,770		4,29		3,07
С₆ + высшие	1,400	89,21		0,500		82,83		54,47
Молекулярная масса	28,790	209,67		24,970		202,00		141,00
Плотность, кг/м³	1,197	860,00		0,727		858,00		769,20

Таблица 1.8 - Основные характеристики пластовых вод Малобалыкского месторождения

Параметр		Количество исследованных		Диапазон изменения	Среднее значение
		скважин	проб
Содержание ионов, мг-экв/л	Cl^-	-	-	-	243,50
	SO₄^{- -}	-	-	-	-
	HCO₃^-	-	-	-	20,00
	Cа⁺⁺	-	-	-	3,92
	Mg⁺⁺	-	-	-	0,75
	Na⁺ + K⁺	-	-	-	252,30
рН				7,9 - 8,1	8,00
Газосодержание, м³/м³		-	-	-	2,84
Плотность воды, кг/м³	в стандартных условиях				1008,50
	в пластовых условиях				984,90
Общая минерализация, г/л		-	-	-	16,00
Вязкость, мПа·с					0,32
Объемный коэффициент, доли ед.		-	-	-	1,02
Тип воды (по В.А.Сулину)				Гидрокарбонатнонатриевый

.5 Запасы нефти и газа

Впервые подсчет запасов нефти по Малобалыкскому месторождению был выполнен в 1965 году, в 1988 году был выполнен пересчет запасов нефти по категориям С₁ и С₂.

Основным продуктивным пластом Малобалыкского месторождения является пласт Ач₂. Запасов категории С₁ на Ач₂ приходится - 66,2%, на Ач₃ - 10,3%; запасов категории С₂ на Ач₂ - 38,2%, на Ач₃ - 28%.

Числящиеся на балансе РГФ на 01.01.2005 г. запасы нефти приведены в таблице 1.10. Запасы нефти Малобалыкского месторождения по категории BС₁ составили 601317 тыс. т, по категории С₂ - 201082 тыс. т. По основному продуктивному пласту Ач₂, начальные числящиеся на балансе, запасы нефти составили по категории В + С₁ - 397891 тыс. т и 76907 тыс. т (категория С₂).

Таким образом, в районе Малобалыкской площади в отложениях ачимовской толщи выделены три песчано-алевритовые пачки: нижняя (Ач₃), средняя (Ач₂) и верхняя (Ач₁). Слои песчаников внутри пачек не всегда выдержаны. В коллекторах преобладают мелкозернистые песчаники. Особенностями пластов являются аномально низкое среднее значение проницаемости пород-коллекторов (0,004 мкм²) и высокая пластовая температура (86 ^оС), значение пористости в среднем составляет 18%.

Ачимовская пачка залегает в интервале глубин от 2650 до 2770 м, ее общая мощность около 200 м. Нефти месторождения относятся к маловязким, средним по плотности (от 860 до 880,5 кг/м³); сернистым, парафинистым, малосмолистым.

Тип залежи - структурно-литологический. Тип коллектора - терригенный, поровый. Начальные балансовые запасы нефти по ачимовской толще - 645769 тыс. т, начальные извлекаемые запасы нефти - 147078 тыс. т, средняя нефтенасыщенная толщина - 26,9 м.

2. Анализ текущего состояния разработки

.1 Анализ структуры фонда скважин

Рассмотрим структуру фонда скважин применительно к основному объекту разработки Мало-Балыкского месторождения, то есть ачимовской толще (БС_16-22).

Следует отметить, что на 01.01.2006 года 250 скважин характеризуются накопленной добычей более 50 тыс. т, а 98 из них - более 100 тыс. т нефти.

В настоящее время на ачимовскую толщу пробурено 748 скважины, в том числе - 554 добывающих, 187 нагнетательных скважин и 7 специальных (6 контрольных и 1 пьезометрическая).

Эксплуатационный добывающий фонд составляет 503 скважины (90,8% от пробуренного добывающего фонда). Две скважины являются совместными с АС_4-6(скважины 3767 и 3659).

В эксплуатационном нагнетательном фонде находятся 185 скважин. Под закачкой воды в настоящее время находится 180 скважин, в бездействии - 5. Коэффициент использования нагнетательных скважин с учетом времени накопления равен 0,91, коэффициент эксплуатации 0,96. Пять скважин были переведены с объекта АС_4-6 на ачимовский объект в период 2002 - 2005 г.

Добыча жидкости на ачимовском объекте осуществляется, в основном, механизированным способом с использованием ЭЦН - 439 скважин (94,8% действующего фонда), 23 скважины (5%) работают на фонтане, на одной скважине (0,2%) установлен ШГН.

Динамика фактических показателей с начала разработки представлена на рисунке 2.1. На 01.01.2006 г. отбор нефти составил 3984,7 тыс. т, или 99,4% максимального уровня добычи нефти, достигнутого в 2002 году.

Рисунок 2.1 - Динамика фактических показателей (объект БС_16-22)

Годовая добыча жидкости - 6491,0 тыс. т (максимальный уровень добычи). С начала разработки добыто 35796 тыс. т нефти, извлечено 44979 тыс. т жидкости. Отбор начальных извлекаемых запасов составляет 28,9% при обводненности 38,4%, текущий коэффициент нефтеизвлечения 7,2%. Средний дебит жидкости, приходящийся на одну скважину, равен 49,5 т/сут., средний дебит по нефти составляет 30,5 т/сут. Накопленный водонефтяной фактор - 0,3. Текущая компенсация отбора закачкой равна 135,6% при накопленном значении 125,4%. Средняя приемистость скважин составляет 181,9 м³/сут.

Массовое проведение ГРП в течение рассматриваемого периода времени, а также использование ЭЦН как основного способа подъема жидкости, позволили обеспечить стабильную добычу нефти.

2.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов

целью изучения состояния выработки запасов нефти по пластам и залежам были проанализированы данные проводимых на месторождении промыслово-геофизических исследований. По характеристикам вытеснения проведена оценка введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти, приведено сравнение с пластами аналогами.

Основной объект месторождения - БС_16-22 - содержит 74,9% начальных извлекаемых запасов нефти промышленных категорий, пласт АС₄ - 15%, 8,2% приходится на пласт АС_5-6. Пласты АС_7-8, ЮС₀, ЮС₂, БС_9/2 содержат соответственно 0,6%, 0,7%, 0,3% и 0,3% начальных извлекаемых запасов нефти промышленных категорий. Состояние выработки запасов нефти по разрабатываемым пластам, а также накопленных отборов нефти по состоянию на 01.01.2006 г. приведены в таблице 2.2. Разработка ведется на 4-х объектах из семи и наибольшее количество нефти добыто из пласта БС_16-22 - 35796 тыс. т (64% всей добычи месторождения). Из пластов АС₄ и АС_5-6 добыто 12285 и 7541 тыс. т, что составляет 21,8% и 13,4% от общей добычи. Из пласта АС_7-8 отобрано 614 тыс. т или 0,8% от общей добычи.

Проведенные исследования профиля приемистости и притока в добывающих и нагнетательных скважинах позволили рассчитать коэффициенты работающей толщины (КРТ) пласта (таблица 2.3).

Таблица 2.3 - Средние значения КРТ (приток-приемистость, ИННК)

Пласт	Характер работы скважины	КРТ
Ач₁	нагнетательные	0,737
	добывающие	1,000
Ач₂	нагнетательные	0,709
	добывающие	0,643
Ач₃	нагнетательные	0,183
	добывающие	0,386

В целом показатели БС_16-17 и БС_17-20 достаточно высоки, однако пачка БС_21-22 крайне слабо охвачена выработкой по вертикали.

Для интенсификации добычи нефти на месторождении применяются: гидравлический разрыв пласта, интенсификация добычи нефти на добывающих скважинах спуском глубинных насосов на большие глубины (ИДН), глинокислотные или солянокислотные обработки (ГКО, СКО), комплексные обработки призабойной зоны (КОПЗП) нагнетательных скважин и большеобъемные закачки гелевых растворов. Краткие результаты применения вышеуказанных технологий по отношению к пластам БС_16-22 приводятся ниже. Основные геолого-физические характеристики ачимовской толщи, используемые при выборе того или иного способа воздействия на пласт, представлены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Геолого-физическая характеристика пластов Ач_1-3

Параметры	Ач_1-3
Средняя глубина залегания, м	2600
Тип залежи	структурно-литологический
Тип коллектора	терригенный, поровый
Площадь нефтегазоносности, тыс. м², (В + С₁)/С₂	453765
Средняя общая толщина, м	156,9
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	26,9
Средняя насыщенность ЧНЗ, доли ед.	0,58
Средняя насыщенность ВНЗ, доли ед.	0,59
Пористость, доли ед.	0,18
Проницаемость (по ГИС/по модели), мкм²	0,007/0,006
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,2
Коэффициент расчленённости, доли ед.	16,95
Начальное пластовая температура, °С	86,4
Начальное пластовое давление, МПа	27,8
Абсолютная отметка ВНК, м	2720
Плотность нефти, т/м³	0,769
Плотность воды, т/м³	0,985
Давление насыщения нефти газом, МПа	9,75
Вязкость нефти, мПа^.c	1,13
Вязкость воды, мПа^.c	0,32
Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т	645769
Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т	147078
Пьезопроводность пласта, 10⁴м²/с	23
Минерализация пластовой воды, г/л	16
Наличие ППД	с ППД

Как показано выше, объект разработки имеет сложное геологическое строение и относительно невысокие фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов. Характерной особенностью является высокая заглинизированность, частое переслаивание песчаных и глинистых пропластков. Пласты ачимовской пачки низкопроницаемы и очень неоднородны. Это обуславливает существенную неоднородность призабойной зоны как нагнетательных, так и добывающих скважин, что является определяющим фактором при выборе методов и технологий воздействия на ПЗП. Ачимовский объект представлен на месторождении тремя песчано-алевритовыми пачками: Ач₁ (пласт БС₁₆), Ач₂ (пласты БС_17-20) и Ач₃ (пласты БС_21-22). Распределение геологических запасов по пачкам следующее: БС₁₆ - 8,2%, БС_17-20 - 73,5%, БС_21-22 - 18,3%.

Гидравлический разрыв пласта. На 01.01.2006 г. на месторождении проведено 714 скважино-операций гидроразрыва, из них 16 на объекте АС_4-6. Проведены повторные ГРП на 72 скважинах и трехкратный на одной.

Низкий коэффициент вскрытия и работающих толщин ведут к недостаточной выработке запасов пачки Ач₃, которая, ввиду низкой проницаемости, возможна только с применением технологии ГРП.

На объекте БС_16-22 проведено 698 скважино-операций гидроразрыва. Из них 72 ГРП проводились повторно. Общая мощность Ачимовского объекта достигает 200 метров, поэтому на 16 скважинах ГРП по различным группам пластов проводились раздельно. Общий фонд скважин с ГРП составляет 610 единиц. ГРП применяется для устранения скин-эффекта и интенсификации притока жидкости к скважинам. Проведение ГРП позволило получить средний прирост дебита нефти 35 т/сут. при незначительном росте обводненности.

Массовое применение ГРП привело к изменению технологии разработки ачимовского объекта. Анализ выработки запасов нефти по объекту БС_16-22показал, что прогнозируемый коэффициент нефтеизвлечения (23%) по отношению к активным запасам может достигнуть 26 - 28%, при этом накопленная добыча нефти на одну скважину составит 110 - 130 тыс. т.

Основным мероприятием, позволяющим вести эффективную разработку объекта БС_16-22, является гидроразрыв пласта. Разработка значительной части площади нефтеносности нерентабельна без применения ГРП. Поэтому, кроме повторных ГРП, планируется проведение ГРП на новых скважинах.

олее подробный анализ и выработка рекомендаций по повышению эффективности ГРП представлен в следующей главе.

нтенсификация добывающих скважин. В последние пять лет на месторождении проводились целенаправленные работы по интенсификации добычи нефти путем замены насосного оборудования на более высокодебитное. Необходимость данных работ, отчасти, обусловлено большими, чем предполагалось, продуктивностями скважин и эффективностью ГРП. Основная масса операций по интенсификации добычи нефти (ИДН) проводилась на месторождении в 2001 - 2003 годах. Анализ ИДН проводился как отдельно по скважинам, так и по группам, объединяющим скважины по объектам и положению относительно ВНК [9].

Интенсификация добычи на Ачимовском объекте проводилась, главным образом, на скважинах с ГРП, осуществленных в 90-х годах. В анализе участвовали скважины с временным разграничением между ГРП и ИДН, достаточным для разделения эффектов от этих операций. Сопоставление базовых и фактических технологических показателей скважин с ИДН показывает, что в 89% случаев проведения интенсификации получена дополнительная добыча нефти. Средняя продолжительность эффекта составляет 26 месяцев, дополнительная добыча составила в среднем 4,7 тыс. т на скважину.

Потокоотклоняющие технологии. По пластам ачимовской пачки в 2005 г. впервые были осуществлены закачки гелеобразующих составов после обводнения фонда скважин, на которых проводились ГРП. Всего было обработано 9 скважин ачимовской пачки (1313, 3744, 1006b, 1153, 1205, 1166, 1199, 1020, 1001) по технологии РВ-3П-1. Закачано 2970 м³ 10% раствора реагента, в среднем по 330 м³ на скважину. Расчеты по участкам показали положительный результат - дополнительно добыто 6,1 тыс. т нефти, поскважинный анализ показал, что технологический эффект составляет около 15,5 тыс. т дополнительно добытой нефти. Применение потокоотклоняющих технологий на скважинах ачимовской пачки можно расширить по мере обводнения добывающего фонда и завершения технологических эффектов от ГРП.

Таким образом, по месторождению в целом дополнительная добыча от применения потокоотклоняющих технологий в 2005 по пласту БС₁₈ - 15,5 тыс. т и удельный технологический эффект составил по пласту 1,7 тыс. т нефти на одну скважино-обработку.

Полученные результаты применения показывают, что пласты ачимовской пачки восприимчивы к воздействию, однако достаточного опыта применения МУН на месторождении нет.

Методы интенсификации добычи. ОПЗ скважин применяются на месторождении с 1991 г. Проведено 72 ОПЗ, в том числе 27 ГКО, 26 СКО, 8 ОПЗ УНГ, 6 кислотных ОПЗ (HCl и сульфаминовая кислота), 4 СКО + ГКО, 1 ТХГВ + СКО.

Сравнение эффективности применения различных технологий показало, что наиболее успешным оказалось проведение СКО и ГКО - в 75% обработок получен положительный результат, далее ОПЗ УНГ - 62%, ОПЗ сульфаминовой и соляной кислотами - 50%. Наибольший удельный технологический эффект получен при проведении ГКО и кислотного воздействия соляной и сульфаминовой кислотами - 1,1 тыс. т на скважину, эффективность СКО (без учета скважины 3507, на которой СКО была проведена после ГРП) - 0,7 тыс. т на скважину, при совместном проведении СКО и ГКО средний технологический эффект составил 0,5 тыс. т на скважину. Необходимо отметить, что вне зависимости от применяемой технологии практически в 50% обработок происходит снижение обводненности.

Эффективным оказалось проведение комплексного воздействия (ТХГВ + СКО) - несмотря на снижение дебита жидкости с 64 до 40 т/сут., дебит нефти увеличился более чем в 1,5 раза за счет снижения обводненности более чем на 40% [8].

В целом, проведение ОПЗ добывающих скважин на пластах ачимовской пачки показало достаточно высокую эффективность - дополнительно добыто 48 тыс. т нефти, средний удельный технологический эффект составил 0,7 тыс. т нефти на скважину при средней продолжительности эффекта 6 месяцев.

Таким образом, с начала разработки добыто 35796 тыс. т нефти, извлечено 44979 тыс. т жидкости. Отбор начальных извлекаемых запасов составляет 28,9% при обводненности 38,4%, текущий коэффициент нефтеизвлечения 7,2%. Средний дебит жидкости, приходящийся на одну скважину, равен 49,5 т/сут., средний дебит по нефти составляет 30,5 т/сут. Накопленный водонефтяной фактор - 0,3. Текущая компенсация отбора закачкой равна 135,6% при накопленном значении 125,4%. Средняя приемистость скважин составляет 181,9 м³/сут. Мало-Балыкское месторождение находится на второй стадии разработки, характеризующейся увеличением добычи нефти и вводом в действие новых скважин, при этом идет активное разбуривание ачимовской толщи (БС_16-22). Основным является эксплуатационный объект БС_16-22, добыча которого составляет 64% всей добытой нефти месторождения. Коллектора представлены песчано-алевролитовыми отложениями, с преобладанием мелкозернистых песчаников. Особенностями пластов являются аномально низкое среднее значение проницаемости пород-коллекторов (0,004 мкм²) и высокая пластовая температура (86 ^оС), значение пористости в среднем составляет 18%. Все это является основным ограничивающим фактором для применения большинства известных технологий МУН.

Поэтому основным наиболее эффективным мероприятием, позволяющим вести эффективную разработку объекта БС_16-22, является гидроразрыв пласта. Разработка значительной части площади нефтеносности нерентабельна без применения ГРП. Поэтому, кроме повторных ГРП, планируется проведение ГРП на новых скважинах.

3. Сведения о применении гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении

.1 Применение гидравлического разрыва пласта в отечественной и зарубежной практике

Гидравлический разрыв пласта, как метод воздействия на призабойную зону, стал применяться за рубежом с 1949 года. Только в США до 1981 года проведено более 800 тысяч успешных операций, в результате чего 35 - 40% фонда скважин США оказалось обработано этим методом. Успешность метода около 90%. За счет применения метода 25 - 30% запасов нефти переведено из балансовых в извлекаемые.

Отечественной практике метод применяется в отдельных скважинах, работающих с заниженными дебитами, по сравнению с прилегающими скважинами данного месторождения, или на скважинах, значительно снизивших свои добычные показатели. В связи с высокой стоимостью ГРП, этот метод используется в крайнем случае, когда применение других методов не обеспечивает желаемого эффекта. За рубежом ГРП рассматривается, главным образом, как метод, составляющий часть общей системы разработки объекта, сложенного низкопроницаемыми коллекторами [10].

Из литературных источников можно отметить следующие требования и особенности метода [10, 11, 12]:

практически в любой технически исправной скважине, дренирующей неистощенный пласт, может быть проведен ГРП с определенным технологическим эффектом;

в пластах с относительно высокой проницаемостью ГРП увеличивает текущий дебит, мало влияя на конечную нефтеотдачу. В низкопроницаемых пластах ГРП может существенно влиять на конечную нефтеотдачу;

трещина распространяется перпендикулярно плоскости наименьшего напряжения в пласте;

для областей, тектонически ослабленных, гидроразрыв происходит при давлениях меньше горного, ориентация трещины - вертикальная;

показателем горизонтальной трещины является давление разрыва, равное или превышающее горное. Горизонтальные трещины получаются в областях активного тектонического сжатия, где наименьшее напряжение вертикальное и равно горному.

Для проектирования ГРП очень важным выводом из механизма образования трещины является то, что в одинаково напряженных районах пласта трещины будут параллельны друг другу. Эта характеристика может быть ключом к проектированию расстановки скважин для проведения ГРП. Значительное влияние на успешность ГРП оказывает правильный подбор жидкости разрыва и расклинивающего агента. К жидкости разрыва предъявляются сложные требования.

В отечественной практике исследовательские работы в области гидравлического разрыва были начаты в УфНИИ в 1948 г. На промыслах Татарии этот метод стал применятся в 1954 г. и до 1957 г. носил исключительно экспериментальный характер [13]. Этот период (1954 - 1957 г.) характеризовался применением для ГРП маломощной техники и несовершенной технологии, вследствие чего процесс ГРП производился при небольших темпах нагнетания и невысоких давлениях разрыва, а трещины закреплялись небольшим количеством песка мелких фракций, который разрушался при высоких пластовых нагрузках [11].

В последствии (1962 г.) были начаты работы по определению величины раскрытия трещин при ГРП, которые показали, что эта величина достигает 5 мм и более. Закрепление таких трещин в открытом состоянии с сохранением их максимальной проницаемости возможно только путем применения песка более крупных фракций [14].

В период с 1958 г. по 1961 г. для ГРП применялась более совершенная техника, в результате повысились расходы жидкости и давление закачки, что позволило увеличить объем закачиваемого песка. Это особенно характерно для 1959 г., когда каждое применение ГРП стало эффективным. Среднесуточный прирост нефти на одну скважину составлял в среднем 27 т. Большинство выбранных для ГРП эксплуатационных скважин относилось к зонам повышенных пластовых давлений, почти равных средневзвешенным по площади [11].

В 1960 - 1961 г. для ГРП были выбраны эксплуатационные скважины со значительно сниженными (на 17 - 26 МПа) пластовыми давлениями. Кроме того, несколько снизились темпы закачки, давление нагнетания и количество закачиваемого песка (с 7 до 4,5 т), что снизило эффективность ГРП до 40 - 50% и уменьшило среднесуточный прирост нефти на одну скважину с 27 до 9,6 т [11].

В 1960 г. в пяти эксплуатационных скважинах был произведен поинтервальный ГРП. В четырех из них получен положительный эффект. Это указывает на то, что увеличение эффективности ГРП в эксплуатационных скважинах может быть достигнуто путем передачи процессу разрыва направленности. Продолжительность эффекта ГРП в эксплуатационных скважинах различна и зависит от геологической характеристики пласта, а также особенностей его залегания в продуктивном горизонте. Исследования показали, что продолжительность эффекта не зависит от количества песка, закаченного в пласт.

За последние годы проведено значительное количество ГРП на месторождениях Западной Сибири. Наибольшее количество проведенных ГРП приходится на месторождения Юганского района [16].

Среди общих выводов о применении метода на месторождениях Западной Сибири можно отметить следующее:

наибольшая успешность метода отмечается в сильно прерывистых коллекторах большой мощности в чисто нефтяных зонах;

наличие ВНЗ существенно снижает эффект применение метода;

в монолитных коллекторах вблизи зоны нагнетания обычно происходит резкий рост обводненности скважин после ГРП;

в высокорасчлененных коллекторах после обработки наблюдается снижение обводненности;

по многим скважинам, имеющим высокие дебиты до обработок, получен отрицательный эффект.

Большое внимание в последних работах по анализу ГРП уделяется расчету базовой добыче нефти и расщеплению дополнительной добычи по направлениям от интенсификации притока и увеличения КИН. Предпочтение отдается методам характеристик обводнения. Есть работы по расчету эффективности на более сложных моделях, учитывающих геологическое строение пласта и трехмерность фильтрации, однако результаты таких работ вызывают серьезные сомнения в виду того, что для корректных расчетов требуется знание основных параметров геометрии трещины [15].

Моделирование распространения трещины - сложная математическая задача. Она включает в себя решение различных типов уравнений (эллиптических, параболических) и имеет движущуюся границу. Первая модель имитации движения горизонтальной трещины была разработана отечественными специалистами (Христианович С.Н., Желтов Ю.П. в 1955 г.) и потом дополнена Баренблатом Г.Н. в 1962 году. В 1961 г. Перкинсоном Т.К. и Керном Л.Р. была создана вторая модель движения трещины. Обе модели описывают двумерную трещину. В настоящее время многие зарубежные фирмы используют трехмерные решения [14].

.2 Оборудование, применяемое для гидравлического разрыва пласта

На Мало-Балыкском месторождении ООО «РН-Юганскнефтегаз» гидравлический разрыв пласта производится в последнее время в основном совместным Российско-Германским предприятием «Катконефть».

Все наземное оборудование для гидроразрыва пласта установлено на базе шасси «Мерседес-Бенц» и предназначено для работы в жестких условиях нефтяных месторождений.

Оборудование приспособлено для производства гидроразрыва пласта на любом типе жидкости и проппанта, и управляется дистанционно с компьютерной станции, установленной на шасси автомашины. Оборудование может работать в температурном режиме от минус 30 до плюс 50 ⁰С.

Комплект оборудования для производства ГРП СП «Катконефть» включает следующее [15]: смесительный агрегат MC-60 (пескосмеситель (блендер)); автомобиль для транспортировки и подачи проппанта в смесительный агрегат (песковоз (санттрак)); автомобиль для перевозки химических реагентов; насосные установки FS-2251; агрегат для поддержания давления в затрубном пространстве ЦА-320; компьютерный центр управления процессом ГРП (станция управления и контроля); блок манифольда IS-200; установленные на кусту емкости с жидкостью ГРП (автоцистерны АЦН-10, называемые буллитами), обвязку устья скважины 2АУ-700; подъемный агрегат для монтажа и демонтажа наземного и подземного оборудования А-50У.

Арматура устья 2АУ-700 и 2АУ-700СУ используется для обвязки устья скважин с насосными установками при гидроразрыв пластов. Арматура состоит из трубной и устьевой головок и элементов их обвязки.

К оборудованию, при помощи которого проводят спуско-подьемные операции, относятся подъемные лебедки, монтируемые на самоходной транспортной базе автомобиля (А-50У).

В дополнение, в состав оборудования ГРП входит регулируемый предохранительный клапан, устанавливаемый на обсадную колонну и служащий для предотвращения ее порыва при приложении давления ГРП в случае обрыва подвески НКТ.

При проведении ГРП в качестве подземного оборудования используются гладкие, высокогерметичные НКТ типа НКМ из стали групп прочности «K», «E», «М» по ГОСТ 633-80 условным диаметром 73 и 89 мм и толщиной стенки 7 и 8 мм. Также могут быть использованы трубы типа N-80 и P-105 по стандарту АНИ.

Для разобщения фильтровой зоны ствола скважины от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны применяются пакеры-разобщители. Для проведения ГРП в СП «Катконефть» применяют пакер фирмы SITE модель «Omega Matic», спускаемый в скважину на НКТ 89.

Пакер подбирают по ожидаемому максимальному перепаду давления в нем при проведении процесса ГРП, диаметру проходного сечения (для применяемых НКТ), диаметру эксплуатационной колонны и температуре [16].

Кроме того, при производстве ГРП с применением огнеопасных жидкостей на кустовой площадке находятся пожарные автомобили в количестве не менее двух. С целью оказания первой медицинской помощи в случае аварии или при несчастном случае на кустовой площадке находится также автомобиль «скорой помощи» с квалифицированным медперсоналом.

Для обеспечения контроля за параметрами процесса в кабине оператора смесительного агрегата установлены следующие контрольно-измерительные приборы: манометр давления всасывания жидкости из булитов; манометр давления подачи жидкости на насосные установки; манометр давления в основной нагнетательной линии; указатель подачи жидкости; манометр давления в гидросистеме; указатель оборотов шнека смесительной емкости [16]. Для обеспечения контроля за подачей жидкости на смесительном агрегате установлен расходомер турбинного типа.

Блендер МС-60 - передвижной агрегат, предназначенный для предварительного приготовления технологических жидкостей в резервуарах и последующей их подачи через систему манифольда на прием насосных агрегатов.

Благодаря тщательно продуманной системе компьютерного управления агрегат способен обеспечить высокое качество смешивания жидкостей, проппанта и химикатов. Блок управления блендера обеспечивает соблюдение заданного уровня жидкости в смесителе, автоматический контроль подачи проппанта и автоматический контроль подачи сухих и жидких химикатов.

Силовой двигатель - ходовой дизель Мерседес-Бенц мощностью 280 кВт гидравлической системой передачи мощности.

Максимальная подача смеси - 8 м^З/мин при давлении 0,4 МПа. Возможность рециркуляции жидкости через резервуары при загеливании жидкостей разрыва. Также в состав блендера входит радиоактивный плотномер смеси.

Два шнека проппанта с общей подачей до 8 т/мин - управление бортовым компьютером или оператором.

Контролируемые параметры - расход на приеме и выкиде, расход сухих и жидких химикатов, расход проппанта, плотность смеси на выкиде, давление на приеме и выкиде, параметры силовой установки, основные из них: давление ГРП, затрубное давление, расход проппанта, расход жидкости разрыва.

Ниже на рисунке 3.1 представлена диаграмма основных показателей процесса ГРП, которые контролируются из станции управления ГРП с помощью двух компьютеров.

Все эти параметры записывает компьютер и в конце процесса ГРП делает распечатка на бумаге.

После окончания ремонта по освоению скважины распечатки по контролю за параметрами ГРП сдаются в цех добычи вместе со всеми другими документами [16].

С помощью этой компьютерной техники сам процесс ГРП становится «прозрачным», его можно легко проконтролировать и своевременно замечать все отклонения от расчета разрыва пласта и наряд-задания на весь процесс ГРП.

Передвижной насосный агрегат FS-2251 предназначен для закачки в скважину различных жидкостей и смесей с проппантом с высоким темпом и при большом давлении.

Трехплунжерный пятидюймовый насос SPM приводится в действие через автоматическую трансмиссию ALLISON двигателем DETROIT DIESEL.

Силовая установка - двухтактный дизель 16V149TIB, номинальная мощность - 1655 кВт при 2050 об/мин.

Насос SPM модель TWS 2000 - трехплунжерный, пятидюймовый, одностороннего действия, гидравлическая мощность - 1471 кВт, принудительная смазка плунжеров.

Максимальное рабочее давление - 80 МПа при подаче 0,77 м^З/мин.

Максимальное давление - 105 МПа.

Максимальная подача - 2,5 м^З/мин.

Полностью дистанционное управление из станции контроля или выносного пульта. Электронная система защиты от превышения установленного давления.

Для облегчения холодного пуска предусмотрены электроподогрев основных систем смазки, охлаждения и гидравлики, и эфирный запуск дизеля.

Песковоз предназначен предназначен для доставки требуемого количества проппанта на кустовую площадку и для его подачи в смесительный агрегат со скоростью, определяемой программой ГРП.

Автомобиль с химическими реагентами предназначен для их транспортировки и подачи в смесительный агрегат в процессе приготовления жидкости ГРП. Конструктивно он представляет собой закрытый кузов, смонтированный на автомобильном шасси.

Блок манифольда предназначен для распределения жидкости от блендера к каждому насосу по системе низкого давления и подаче общего потока от насосов в скважину по системе высокого давления. Конструктивно манифольд выполнен на отдельной платформе-скиде, перевозимой на специальном грузовике. Одновременное подключение до шести насосов.

Линии низкого давления оборудованы 4-дюймовыми задвижками типа «Батерфляй». Линии высокого давления оборудованы 3-дюймовыми пробковыми кранами с червячным редуктором, обратными клапанами и электронным преобразователем давления [15]. Типовая схема размещения оборудования ГРП представлена на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 - Типовая схема размещения оборудования ГРП.

3.3 Жидкости и материалы, применяемые для гидравлического разрыва пласта

В качестве рабочего реагента при проведении гидроразрыва пласта применяются различные жидкости, обладающие разнообразными физическими параметрами. К данным жидкостям применяются следующие требования [10]:

рабочие жидкости, нагнетаемые в пласт, не должны уменьшать ни абсолютную, ни фазовую проницаемость породы пласта;

рабочие жидкости для ГРП не должны содержать посторонних механических примесей и при соприкосновении с пластовыми жидкостями и породой пласта не должны образовывать нерастворимых осадков;

рабочие жидкости для ГРП должны обладать свойствами, обеспечивающими наиболее полное их удаление из созданных трещин и порового пространства пород.

Вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильна в условиях обрабатываемого пласта в пределах времени проведения процесса ГРП.

Жидкости гидроразрыва делятся на три категории:

жидкость разрыва - является рабочим агентом, нагнетанием которого в призабойной зоне пласта создается давление, обеспечивающее нарушение целостности пород пласта с образованием новых трещин или расширением уже существующих. Требования, предъявляемые к ее свойствам: минимальная фильтрация в пласт; пониженная вязкость в период закачивания; возможность быстрого удаления жидкости разрыва после смыкания трещины; хорошие очищающие свойства для обеспечения максимальной проводимости трещины; доступность и невысокая стоимость; высокая плотность для снижения давления ГРП; способность к утилизации [14].

жидкость-песконоситель - используется для транспортирования песка с поверхности до трещины и заполнения последней песком. Эта жидкость должна быть не фильтрующейся или обладать минимальной, быстро снижающейся фильтруемостью и иметь высокую вязкость, которая обеспечит способность удерживать частицы проппанта во взвешенном состоянии.

продавочная жидкость - применяется для продавки из насосно-компрессорных труб в обрабатываемый пласт жидкости разрыва и жидкости песконосителя. Продавочная жидкость при всех условиях должна обладать минимальной вязкостью.

Для гидроразрыва пластов на Мало-Балыкском месторождении рабочей жидкостью является гель на водной основе, который готовится непосредственно перед началом ГРП в двух емкостях общим объемом 85 м³. В процессе подготовки геля жидкость циркулирует через пескосмесительный агрегат МС-60, на котором смонтированы центробежные насосы и по две системы подачи сухих и жидких химикатов. Последовательно вводятся химреагенты: бактерицид; деэмульгатор; стабилизатор глин; геллант САТ-НС-2 - 0,006 - 0,008 м³/м³; активатор САТ-НС-Act - 0,004 - 0,005 м³/м³; брейкер HGA-B - 1,2 кг/м³. Весь процесс замешивания занимает около часа. Готовый гель имеет плотность базовой жидкости 1000 кг/м³, рН = 7, вязкость 150 - 350 мПа·с. Также распространен другой состав: BioClear (биоцид) - 0,03 кг/м³; Ecopol 40-60 (геллант) - 3,6 кг/м³; NE-201 (деэмульгатор) - 0,0015 м³/м³; NCL-100 (стабилизатор глин) - 0,0015 м³/м³; EC-HTS (стабилизатор геля) - 2 кг/м³ (подается только на жидкость мини-ГРП и жидкость разрыва основного ГРП); EC-101 (сшиватель) - 0,0015 м³/м³; Breaker DRB-HT подавать с концентрацией 0,1 кг/м³, начиная с концентрации проппанта 0,2 кг/м³ увеличивать концентрацию брейкера к концу разрыва до 0,5 кг/м³.

Типичные добавки для жидкостей ГРП: демпферы (для понижения pH); сшиватели (L10); добавки для предотвращения пенообразования (D47); полимеры (J800, J801); бактерициды (для предотвращения процесса размножения бактерий, М275, M76); брейкеры (для разрушения полимера и снижения вязкости жидкости гидроразрыва J318, J466); стабилизаторы глин (2% KCl, M117, L55, L237); добавки против потерь жидкости (J418, J84, J168); стабилизаторы температур (J353, J450); поверхностно-активные вещества (F75N, U66); добавки, предотвращающие образование эмульсий (W35, W54); PropNet (для предотвращения выноса проппанта).

Одним из первых расклинивающих агентов был просеянный речной песок с размером зерен 0,4 - 1,2 мм. Применяемый в настоящее время песок и другие виды расклинивающих агентов имеют менее угловатую поверхность и более точно классифицируются по размеру. Количество песка, подлежащего закачке в трещины, должно определяться специальными расчетами в зависимости от параметров пласта. Применяемые в настоящее время проппанты по прочности можно разделить на следующие группы: кварцевые пески (плотность до 2650 кг/м³); синтетические проппанты средней прочности (плотность 2700 - 3300 кг/м³); синтетические проппанты высокой прочности (плотность 3200 - 3800 кг/м³).

Основные свойства проппанта: округлость и сферичность; плотность; объемная плотность; растворимость в кислоте(12% HCl - 3% HF); примеси мелкозернистых частиц; сопротивляемость раздавливанию; сцепляемость.

На Мало-Балыкском месторождении концентрации проппанта в жидкости-песконосителе колеблются в широких пределах от 300 до 1100 кг/м³.

Применяется проппант, имеющий следующие типоразмеры: 10/14, 12/18, 16/20, 20/40. Причем обычно в жидкость-песконоситель добавляются сразу три типоразмера проппанта в соотношении 5% (мелкий), 75% (средний) и 15% (крупный). Диаметр песчинок у типоразмера 16/20 колеблется от 0,8 до 1,2 мм, у 20/40 - от 0,4 до 0,8 мм.

3.4 Определение интервалов продуктивной мощности после проведения гидравлического разрыва пласта

Интервалы продуктивной мощности, в которых образовались трещины, на практике определяют двумя методами. Один из них основан на активизации радиоактивными изотопами песка или другого гранулированного материала, используемого при гидроразрыве пласта.

Небольшой объем активированного песка вводят в жидкость-песконоситель при завершающей стадии закрепления трещины. Сравнением результатов гамма-каротажа, выполненного до и после ГРП, обнаруживается место скопления активированного песка. Против зоны разрыва фиксируется повышенное значение интенсивности гамма-излучения.

Второй метод, он чаще применяется в практике, основан на сравнении результатов глубинных измерений дебитомерами или расходомерами, осуществленных до и после ГРП. По изменению профилей притока жидкости в скважине можно судить о зонах образования трещин [14].

Таким образом, ГРП является одним из наиболее сложных видов работ в нефтегазовой отрасли, затрагивающий большое количество высокотехнологического оборудования. В настоящее время ГРП широко применяется во всем мире как в низкопроницаемых, так и в высокопроницаемых пластах-коллекторах. Можно выделить основные цели ГРП для пластов с низкой проницаемостью: увеличить добычу или приемистость созданием каналов с высокой продуктивностью; улучшить сообщаемость флюидов между скважиной и пластом; решение проблемы снижения проницаемости призабойной зоны скважины; миниминизация напряжений в пласте.

Значительное влияние на успешность ГРП оказывает правильный подбор жидкости разрыва и расклинивающего агента, к которым предъявляются сложные требования.

Для гидроразрыва пластов на Мало-Балыкском месторождении рабочей жидкостью является гель на водной основе. Применяется проппант, имеющий следующие типоразмеры: 10/14, 12/18, 16/20, 20/40. Также в данной главе представлены составы применяемых жидкостей и различные добавки, для придания жидкости необходимых свойств. На примере основной сервисной компании СП «Катконефть» рассмотрено наземное и подземное оборудование, изображена схема расстановки наземного оборудования при ГРП.

4. Анализ эффективности применения гидравлического разрыва пласта по объекту БС_16-22 Мало-Балыкского месторождения

.1 Выбор скважин для осуществления гидравлического разрыва пласта

При выборе скважины для гидравлического разрыва пласта руководствуются, прежде всего, гидродинамическими характеристиками пласта, призабойной зоны скважины. При этом, в случае многопластового объекта разработки, параметры определяются для каждого пласта или пропластка, вскрытого скважиной, в отдельности, посредством исследований методом установившихся отборов и проведения замеров профилей притока или закачки на каждом режиме.

Для глубоко проникающего гидроразрыва предпочтительны слабопроницаемые (до 0,05 мкм²), сцементированные, крепкие породы. Предпочтительная толщина продуктивной части пласта 5 - 15 м. В скважинах, вскрывших многопластовые залежи или пласты толщиной более 15 м, проводят многократное или поинтервальное воздействие. Рекомендуется избегать разрыв в глинистых зонах.

Отмечается снижение результатов гидроразрыва пласта от степени выработки горизонтов и по месторождениям в целом. Лучшие результаты гидроразрывов в добывающих скважинах отмечаются по пластам с высоким давлением, с меньшей степенью дренированности и имеющим более высокую нефтенасыщенность. Гидроразрыву в первую очередь подвергаются скважины, продуктивность которых меньше чем у близлежащих. Вместе с тем, если производительность малодебитной скважины обусловлена недостатком пластовой энергии, то гидроразрыв производится в первую очередь в водонагнетательной скважине.

Гидроразрыв пласта рекомендуется производить на скважинах следующих категорий [11, 12]:

скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти;

скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;

скважины, имеющие заниженный дебит по отношению к окружающим;

скважины с загрязненной призабойной зоной;

скважины, работающие с высоким газовым фактором, с целью его снижения. Уменьшение газового фактора вследствие ГРП достигается в скважинах, имеющих небольшую разгазированную область вокруг забоя, то есть снижение высокого газового фактора за счет ГРП возможно в тех скважинах, где большой приток газа не связан с прорывом его из повышенной газонасыщенной части пласта или прорывом от газонагнетательных скважин;

нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу.

Гидравлический разрыв не рекомендуется производить в следующих скважинах [11, 12]:

в нефтяных скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности;

в скважинах с нарушенной фильтровой частью;

в скважинах со сломом или смятием колонны;

при недостаточной высоте подъема цемента или при плохом состоянии цементного кольца за колонной.

В тех скважинах, в которых в результате разрушения цементного камня или неудовлетворительной цементировки за колонной возникла циркуляция жидкости, необходимо произвести РИР для исправления цементного кольца, а затем уже планировать гидравлический разрыв пласта.

Считается, что разрыв пласта в скважинах с открытым забоем менее благоприятен, чем в обсаженных и перфорированных скважинах.

Такими же критериями подбора скважин для ГРП пользуется геологическая служба ООО «РН-Юганскнефтегаз».

4.2 Наименование работ, выполняемых для подготовки скважины к проведению гидравлического разрыва пласта

ГРП предшествует большой объем подготовительных работ, связанных с изучением геолого-промысловых материалов, исследованием скважины и обеспечением его технического состояния, а также по технико-технологическому обеспечению процесса.

По скважине, намеченной для проведения в ней ГРП, прежде всего, проводится анализ всех геолого-промысловых материалов. По результатам анализа геолого-промысловых материалов намечаются объемы дополнительных геолого-промысловых и гидродинамических исследований для получения достоверной информации о скважине и пласте, необходимой при планировании ГРП.

Подготовка скважины включает в себя следующие операции:

планировку и подготовку площадки у скважины для размещения основных и вспомогательных агрегатов, емкостей для рабочих и вспомогательных жидкостей;

оснащение подземного оборудования и монтаж передвижной подъемной установки типа А-50У для проведения спуско-подъемных операций;

подъем из скважины насосной установки, замер расположения забоя скважины, а при наличии пробки промывка ее;

шаблонироние эксплуатационной колонны при осуществлении ГРП по НКТ или опрессовка ее при ГРП по эксплуатационной колонне;

спуск в скважину подземного оборудования: НКТ с пакером и якорем. Техническим мероприятием, предупреждающим образование песчаных пробок, является спуск НКТ на 2 - 3 м ниже подошвы пласта, подвергаемого ГРП, и оснащение колонны труб в нижней ее части патрубком со скосом («пером»);

монтаж оборудования устья скважины специальным устьевым оборудованием для ГРП АУ-700.

Одновременно с подготовкой скважины готовится необходимое оборудование, жидкости для проведения ГРП и песок.

Рабочие и вспомогательные агрегаты перед ГРП должны пройти детальный осмотр и профилактический ремонт с заменой изношенных деталей или узлов.

Из-за большого числа факторов, влияющих на давление раскрытия или образования трещин, определить его расчетным путем оказывается затруднительно. Поэтому в промысловой практике давление разрыва пород или раскрытия трещин определяют по данным испытания скважин на приемистость. Испытание на приемистость осуществляется в подготовительный период и совмещается с опрессовкой пакера или колонны труб. Испытание на приемистость и опрессовку проводят в следующей последовательности.

К скважине подключают один или два агрегата. В качестве жидкости для испытания на приемистость, как правило, применяют воду (для нагнетательных скважин) и нефть (для добывающих). Скважину заполняют жидкостью, включают в работу агрегат и на минимальной скорости проводят нагнетание в течение 5 - 10 минут. При этом регистрируют среднее давление за время нагнетания и расход, после чего увеличивают скорость нагнетания или включают второй агрегат. Регистрируются те же параметры на втором режиме. Переходят на закачку с большей скоростью или большим числом агрегатов и так далее. Время нагнетания на каждом режиме принимают одинаковым.

Давление начала раскрытия или расширения трещин считается такое, при котором начинает резко увеличиваться приемистость скважины. Поэтому в промысловой практике устанавливают критическое давление, при котором в пласте создаются трещины, способные вмещать крупнозернистый песок. Практически установлено, что песок можно закачивать в трещины, если при нагнетании достигнуто увеличение приемистости скважины в 3 - 4 раза.

После посадки пакер испытывается давлением в 12 МПа. Продолжительность опрессовки 30 минут (снижение давления не допускается). Демонтируется подъемный агрегат и планируется площадка для проведения ГРП.

.3 Описание технологии проведения гидравлического разрыва пласта

После подбора скважины для проведения ГРП необходимо провести ряд подготовительно-заключительных работ с целью обеспечения хороших результатов ГРП [16]:

проведение геофизических исследований на скважине для определения технического состояния эксплуатационной колонны (наличие или отсутствие негерметичности);

в интервале детальных исследований (масштаб записи 1:200) кроме термометрии, регистрируют естественный гамма-фон (ГК), локатор муфт (ЛМ), влагометрию (ВГ), барометрию. Данные ГК и ЛМ служат для точной привязки к разрезу;

определение качества цементного кольца в интервале перфорации, а так же выше и ниже с целью выявления заколонных перетоков с помощью акустического цементомера;

определение работающих интервалов пласта с помощью термограммы, термоиндуктивной и механической дебитометрии;

определение продуктивности скважины путем замера кривых восстановления давления и восстановления уровней;

определения дебита скважины и процентное содержание воды и нефти добываемого флюида.

Снижение забойного давления и создание депрессии на пласт осуществляется с помощью компрессора.

Основные этапы технологии проведения ГРП:

подготавливается скважина и в нее спускаются на трубах пакер и якорь; на устье устанавливается специальная арматура;

рассчитываются параметры ГРП (объемы жидкости разрыва, жидкости-песконосителя, наполнителя и продавочной жидкости);

в зависимости от этого устанавливается количество агрегатов, необходимых для проведения ГРП;

процесс нагнетания в скважину жидкости разрыва следует вести с производительностью, превышающей поглотительную способность скважины в 2 - 3 раза;

после разрыва пласта в скважину подается жидкость-песконоситель;

по окончании закачки жидкости-песконосителя в скважину подается продавочная жидкость для продавки жидкости-песконосителя в пласт.

Вторым слагаемым успеха является выбор расклинивающего агента. Таким материалом для СП «Катконефть» стал зернистый карболит размерностями 16/20 и 20/40 (диаметр зерен 6,8 мм и 1 мм). Он удачно сочетается с гелеобразным дизтопливом, хорошо сортируется, обладает правильной сферичностью и высокой проницаемостью в трещины после разрыва. Тип размерности 16/20 или 20/40 выбирают в зависимости от геологических условий [15].

После выбора количества и типа размера проппанта изучают параметры работы скважины для составления графика закачки проппанта. Так как на месторождении проводятся не глубокие обработки скважин методом ГРП, то количество проппанта на одну скважину составляет максимум 10 - 11 т.

В СП используют двухразмерную систему притока, разработанную в Канаде. Она дает возможность применить теорию генерации трещины к оптимизации проектирования процесса разрыва.

После подготовки скважины и проведения необходимых расчетов производят гидравлический разрыв по утвержденной программе.

Объем закачки и количество проппанта зависит от проницаемости коллектора и расчетной величины трещины. Обычно после закачки 50 - 80 м³ нефтяного геля подают жидкость разрыва с проппантом концентрацией от 100 до 1000 кг проппанта на 1 м³ жидкости разрыва.

В этот момент происходит рост давления до максимального как показано на рисунке 3.1. Весь процесс разрыва контролируется с помощью приборов и регистрируется непрерывно с записью всех параметров (количества расхода жидкости, карболита, рост давления) процесса поминутно. В момент возникновения пика давления (Р_max = 40 МПа) и происходит собственно гидравлический разрыв пласта. Давление начинает резко падать (рисунок3.1.) и становится минимальным (5,5 - 6,0 МПа), что соответствует гидравлическому сопротивлению движения жидкости в НКТ.

После гидроразрыва начинают процедуру «обратного потока» для извлечения жидкости разрыва и незакрепившегося расклинивающего агента.

Дальнейшие операции направлены на подготовку скважины к возврату в эксплуатацию. Продавочные жидкости обеспечивают продавку жидкости-песконосителя в пласт, а также удаления ее избытка из НКТ.

Подробнее рассмотрим наземные операции и технологию проведения ГРП СП «Катконефть». Перед началом работ по гидроразрыву пласта на территорию куста завозятся 3 емкости объемом по 45 - 60 м³, заполняют их товарной нефтью. Расстанавливают оборудование для проведения гидроразрыва пласта [15]: четыре насосных агрегата FC-2251; один смеситель МС-60; один блок манифольда IS-200; один песковоз; одна станция контроля; один цементировочный агрегат ЦА-320.

После расстановки оборудования производят работы по приготовлению рабочей жидкости. Рабочей жидкостью является нефтяной гель, который готовится непосредственно перед началом ГРП в емкостях общим объемом 80 - 100 м³. В процессе подготовки геля жидкость циркулирует через пескосмесительный агрегат МС-60, на котором смонтированы центробежные насосы и по две системы подачи сухих и жидких химикатов. Последовательно вводятся химреагенты: CАТ-НС-2 - геллянт - 0,006 - 0,008 м³/м³; САТ-НС-Асt - активатор - 0,004 - 0,005 м³/м³; HGA-В - брейкер - 1,2 кг/м3.

Весь процесс замешивания занимает около 1 часа. Готовый гель имеет плотность базовой жидкости и вязкость 150 - 350 мПа·с.

Перед началом ГРП производится опрессовка манифольда, проверяется готовность техники и рабочей жидкости, проводится инструктаж персонала.

Все насосные агрегаты управляются одним оператором из станции контроля. Управление подачей проппанта в пескосмесительный агрегат производится с помощью компьютера из станции управления. В станцию контроля на центральный процессор по шести каналам передаются следующие параметры ГРП: давление на НКТ; давление на затрубе; скорость потока жидкости; концентрация проппанта; расход кросслинкера; подача проппанта.

Сам процесс ГРП состоит из следующих последовательных этапов [16]:

Закачка в скважину жидкости разрыва для создания трещин: увеличивая темпы нагнетания жидкости, снимают зависимость расхода жидкости от давления, по которой определяют момент расслоения пласта и ожидаемое давление нагнетания песчано-жидкостной смеси. Если коэффициент приемистости при максимальном расходе жидкости возрастет не менее чем в 3 - 4 раза по сравнению с коэффициентом приемистости при работе одного насосного агрегата на низшей скорости, то в пласте образованы трещины и можно приступать к закачке жидкости-песконосителя с песком.

В случае, когда разрыв пласта несмотря на максимально возможные темпы нагнетания жидкости разрыва не зафиксирован, процесс повторяют с применением жидкости повышенной вязкости. После установления факта разрыва пласта с целью дальнейшего развития трещин и облегчения ввода песка в них рекомендуется перед жидкостью-песконосителем в скважину закачивать 3 - 4 м³ слабофильтрующейся жидкости повышенной вязкости.

Закачка жидкости-песконосителя: закачка жидкости с песком в образовавшиеся трещины производится при максимально возможных темпах нагнетания. Объемная скорость закачки жидкости-песконосителя должна быть не ниже объемной скорости, при которой зафиксирован разрыв пласта.

Закачка продавочной жидкости для продавки песка в пласт: продавочная жидкость нагнетается непосредственно за песчано-жидкостной смесью без снижения темпов закачки. Объем продавочной жидкости должен быть равным или больше объема колонны труб, по которой происходило нагнетание смеси песка с жидкостью.

После продавки песка в пласт и остановки агрегатов, скважину закрывают.

.4 Наименование работ, выполняемых для освоения скважины после проведения гидравлического разрыва пласта

После окончания ГРП скважина закрывается для восстановления гидростатического давления и разгеливания жидкости разрыва. Для контроля за скважиной, на устье устанавливаются манометры, позволяющие следить за изменением давления в течении 12 часов. Испытание скважины производят путем открытия буферной задвижки и запуска скважины на отработку в емкость с целью выноса из колонны НКТ неразгелившейся жидкости разрыва и остатков проппанта. Для освоения скважины на устье монтируется подъемный агрегат [16].

На производство работ по освоению скважин составляется план работ. При срыве пакера поднимают колонну НКТ на высоту, при которой прибор (ГИВ или другого типа) покажет нагрузку на 5 - 10% выше максимального веса НКТ при посадке. Делаем выдержку времени порядка 10 - 15 мин. В этот момент открывается байпас (перепускное устройство пакера) и уравновешивается давление между НКТ и обсадной колонной. При отсутствии дифференциального давления, удерживающие штифты автоматически разводятся, пакер освобождается и его можно поднимать. Если срыв пакера не произошел, повторяем операцию по увеличению нагрузки на 15 - 20% выше максимального веса до посадки пакера и делаем выдержку 15 - 20 мин. C целью уравновешивания жидкости в колонне НКТ и межтрубном пространстве. Производим глушение скважин жидкостью, удельный вес которой определен во время испытания скважины. После поднятия пакера в скважину спускается НКТ с пером-воронкой на конце для промывки скважины от проппанта до искусственного забоя.

Для определения эффективности ГРП и подбора глубинно-насосного оборудования для дальнейшей эксплуатации скважины проводим комплекс геофизических работ с компрессированием скважины по снятию эксплуатационных характеристик. После обработки данных геофизики, технологическая служба ЦДНГ делает расчет глубинного насосного оборудования и по полученным данным спускается в скважину ГНО и она запускается в работу.

.5 Расчет основных параметров гидравлического разрыва пласта

Проектирование процесса гидравлического разрыва пласта представляет собой достаточно сложную задачу, которая состоит из двух частей: расчет основных характеристик процесса и выбор необходимого количества техники для его осуществления; определение вида трещины и расчет ее размеров [17].

Проведем расчет основных параметров ГРП пласта БС_17-20 на добывающей скважине 5510 куста 604. Исходные данные представлены в таблице 4.1.

Таблице 4.1 - Исходные данные для расчета

Исходные данные для расчета	Значение
Плотность породы, кг/м³	2600
Глубина залегания пласта, м	2790
Внутренний диаметр обсадной колонны, м	0,25
Коэффициент Пуассона горной породы, доли ед.	0,3
Модуль упругости пород, 10⁴ МПа	1
Темп закачки жидкости разрыва, м³/с	0,02
Радиус контура питания, м	200
Плотность жидкости разрыва, кг/м³	1011
Плотность песка, кг/м³	2500
Концентрация песка в 1м³ жидкости, кг/м³	275
Вязкость жидкости разрыва, Па·с	0,29
Рабочее давление агрегата, МПа	29
Подача одного агрегата при Р_раб, м³/с	0,0146
Внутренний диаметр НКТ, м	0,0759
Проницаемость призабойной зоны, мкм²	0,001
Толщина пласта, м	30
Коэффициент технического состояния, доли ед.	0,5
Количество песка, кг	10000

Разрыв производится по НКТ с пакером, внутренний диаметр НКТ d = 0,0759 м. В качестве жидкости разрыва и песконосителя используется не фильтрующийся водяной гель плотностью r_ж = 1011 кг/м³и вязкостью μ_ж = 0,285 Па·с. Предполагается закачать в скважину Q_п = 10 т песка диаметром зерен 1 мм. Используем агрегат 4АН-700.

Целесообразно применять керамический проппант с покрытием отверждаемой смолой, для уменьшения возврата проппанта из трещины в процессе проведения работы.

Расчет:

Рассчитаем вертикальную составляющую горного давления:

(4.1)

где: Р_гв - вертикальная составляющая горного давления, МПа;

ρ_п - плотность горных пород над продуктивным горизонтом, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

L_c - глубина скважины, м.

(4.2)

Рассчитаем горизонтальную составляющую горного давления:

(4.3)

где: Р_гг - горизонтальная составляющая горного давления, МПа;

- коэффициент Пуассона горных пород, доли ед.

(4.4)

В данных условиях образуются вертикальные или наклонные трещины.

Рассчитаем забойное давление разрыва пласта из выражения [18]:

(4.5)

где: Р_забр - забойное давление разрыва, МПа;

Е - модуль упругости пород, МПа;

Q - темп закачки жидкости разрыва, м³/с;

μ_жр - вязкость жидкости разрыва, Па·с.

(4.6)

МПа. (4.7)

Рассчитаем объемную концентрацию песка:

(4.8)

где: b_п - объемная концентрация песка, доли ед.;_п - концентрация песка в 1м³ жидкости, кг/м³;

ρ_п- плотность песка, кг/м³.

(4.9)

Плотность жидкости-песконосителя:

(4.10)

где: ρ_жп - плотность жидкости-песконосителя, кг/м³;

ρ_ж - плотность жидкости, используемой в качестве песконосителя, кг/м³.

кг/м³. (4.11)

Рассчитаем вязкость жидкости с песком:

(4.12)

где μ_жп - вязкость жидкости с песком, Па·с.

(4.13)

Число Рейнольдса [18]:

Re = 4Qρ_жп/(πd_внμ_жп), (4.14)

где d_вн - внутренний диаметр НКТ, м.

Re = 4·0,02·1159/(3,14·0,0759·0,4) = 978. (4.15)

Коэффициент гидравлического сопротивления [17]:

где λ - коэффициент гидравлического сопротивления.

(4.17)

Потери давления на трение жидкости-песконосителя:

Р_тр = 8λQ²L_cρ_жп/(π²d⁵_вн), (4.18)

где Р_тр - потери давления на трение жидкости-песконосителя, МПа.

Р_тр = 8·0,065·0,02²·2790·1159/(3,14²·0,0759⁵) = 27,2 МПа. (4.19)

Учитывая, что Re = 978 > 200, потери на трение составят [18]:

Р_тр = 1,52Р_тр, (4.20)

Р_тр = 1,52·27,2 = 41,3 МПа. (4.21)

Давление на устье скважины при закачке жидкости песконосителя [18]:

(4.22)

где Р_у - давление на устье скважины при закачке жидкости песконосителя, МПа.

41,4 МПа. (4.23)

Необходимое число насосных агрегатов [19]:

(4.24)

где: N - число насосных агрегатов 4АН-700;

Р_р - рабочее давление агрегата, МПа;

Q_р - подача агрегата при данном рабочем давлении, МПа;

к_тс - коэффициент технического состояния агрегата, доли ед.

(4.25)

Объем продавочной жидкости:

(4.26)

где V_п - объем продавочной жидкости, м³.

. (4.27)

Объем жидкости для осуществления ГРП (жидкость разрыва и жидкость песконоситель) [19]:

(4.28)

где: V_ж - объем жидкости для осуществления ГРП, м³;

Q_п - количества песка на один гидравлический разрыв, кг.

(4.29)

Суммарное время работы одного агрегата 4АН-700 на IV скорости :

(4.30)

где t - суммарное время работы, мин.

мин. (4.31)

Определим технологическую эффективность запроектированного и рассчитанного гидроразрыва. Для этого произведем сначала расчет размеров трещины [18].

В случае образования вертикальной трещины при разрыве пласта нефильтрующейся жидкостью длина трещины:

(4.32)

где l - длина трещины, м.

(4.33)

Ширину трещины определяем по формуле:

, (4.34)

где ω₀ - ширина трещины, м.

м или 1,96 см. (4.35)

Жидкость-песконоситель распространилась в трещине на расстоянии от скважины, примерно равном 90 % ее длины, т.е. l₁= 0.9l = 44·0.9 = 39,6 м.

После снятия давления трещина закрывается не полностью на интервале, в котором находилась жидкость-песконоситель. Принимая пористость песка в трещине после ее закрытия m = 0.3, определим остаточную ширину трещины [20]:

(4.36)

где ω₁ - остаточная ширина трещины, м.

м или 2,78 мм. (4.37)

Проницаемость трещины такой ширины:

(4.38)

где к_т - проницаемость закрытой трещины, мкм².

мкм². (4.39)

Среднюю проницаемость в призабойной зоне определяем по формуле [20]:

(4.40)

где к₁ - проницаемость в призабойной зоне, мкм².

мкм². (4.41)

Ожидаемый эффект от ГРП предварительно можно определить по приближенной формуле Г.К. Максимовича [21]:

(4.42)

где: Q₁ и Q₂ - дебит скважины соответственно до и после гидроразрыва, т/сут.;

R_k - радиус контура питания, м;

r_c - радиус скважины, м;

r_т - радиус трещины, м.

(4.43)

После гидроразрыва пласта можно ожидать более чем трех - пятикратное увеличение дебитов скважин.

Так как по условию задано ввести в трещины 10 т проппанта, то согласно характеристики агрегата 4ПА потребуется 2 пескосмесителя.

Количество автоцистерн определяем исходя из объема рабочей жидкости процесса ГРП: V_ж = 36 м³, Для обеспечение проведения процесса потребуется 3 автоцистерны ЦР-20, вместимостью 17 м³, одна из них для продавочной жидкости, две для жидкости разрыва. Результаты расчета сведены в таблицу 4.2

Таблица 4.2 - Результаты расчета основных параметров процесса ГРП

Основные расчетные параметры ГРП	Значение
Потери давления на трение в трубах, МПа	41,3
Коэффициент трения λ, доли ед.	0,0654
Число Re	978
Плотность жидкости-песконосителя, кг/м³	1159
Вязкость жидкости-песконосителя,Па·с	0,39
Объемная концентрация песка, доли ед.	0,1
Забойное давление разрыва, МПа	31,7
Вертикальная составляющая горного давления, МПа	71,2
Горизонтальная составляющая горного давления, МПа	30,5
Давление на устье, МПа	41,41
Число насосных агрегатов, ед.	5
Необходимый объем продавочной жидкости, м³	12,6
Объем жидкости-песконосителя, м³	36,4
Время работы агрегата, мин.	56
Длина трещины, м	44
Раскрытость трещины, м	0,0196
Остаточная раскрытость, м	0,0028
Проницаемость трещины, мкм²	642112
Средняя проницаемость ПЗП, мкм²	2270

4.6 Анализ эффективности применения гидравлического разрыва пласта по объекту БС_16-22 на Мало-Балыкском месторождении

Общая характеристика фонда скважин с ГРП. Гидравлический разрыв пласта является одним из наиболее эффективных методов разработки слабопроницаемых объектов месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз». На месторождении ГРП является основным способом разработки слабопроницаемого и расчлененного коллектора ачимовской пачки.

На 01.01.2006 г. на месторождении проведено 714 скважино-операций гидроразрыва, из них 16 на объекте АС_4-6. Проведены повторные ГРП на 72 скважинах. Операции ГРП осуществляются на месторождении с 1988 года. Вплоть до 1998 года, все гидроразрывы проводились одной сервисной компанией «Юганскфракмастер». С 2000 по 2002 г. основным подрядчиком являлась фирма «Шлюмберже». С 2003 года гидроразрывы пласта выполнялись различными компаниями, большее количество из которых приходится на компанию «Катконефть». Объемы проведения ГРП и распределение их по сервисным компаниям представлены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Объемы проведения ГРП в скважинах месторождения

Годы	Фрак-мастер	Шлюмберже	Катконефть	МеКаМинефть	Петро-Альянс	Халибёртон	Катобьнефть	Всего скважин
1988	1	0	0	0	0	0	0	1
1990	14	0	0	0	0	0	0	14
1991	78	0	0	0	0	0	0	78
1992	43	0	0	0	0	0	0	43
1993	53	0	0	0	0	0	0	53
1994	52	0	0	0	0	0	0	52
1995	61	0	0	0	0	0	0	61
1996	60	0	0	0	0	0	0	60
1997	60	0	0	0	0	0	0	60
1998	44	0	0	0	0	0	0	44
1999	0	0	0	0	0	0	0	0
2000	0	84	0	0	0	0	0	84
2001	0	88	0	0	0	0	0	88
2002	0	13	2	0	0	0	0	15
2003	0	1	14	4	0	0	0	19
2004	0	0	10	0	15	3	4	32
2005	0	0	9	1	0	0	0	10
Итого	465	187	35	5	15	3	4	714

По состоянию на 01.01.2006 г. на объекте БС_16-22 проведено 698 скважино-операций гидроразрыва. Из них 72 ГРП проводились повторно. Общая мощность Ачимовского объекта достигает 200 метров, поэтому на 16 скважинах ГРП по различным группам пластов проводились раздельно. Общий фонд скважин с ГРП составляет 610 единиц.

Для анализа динамики изменения технологических показателей разработки данные по добыче скважин были приведены к одной дате относительно даты проведения гидроразрыва. Отдельно рассматривались показатели по переходящим скважинам, которые к моменту проведения ГРП проработали более двух месяцев и по всем скважинам с ГРП, включая новые, к моменту проведения ГРП (рисунки 4.2 и 4.3). Показатели переходящего фонда скважин служат для сравнения показателей добычи до и после проведения ГРП. Данные по всему фонду скважин с ГРП позволяют получить более точное представление о динамике изменения дебита и обводненности после ГРП.

Таким образом, по переходящим скважинам (рисунок 4.2) средний дебит жидкости до ГРП составил 19 т/сут. (17 т/сут. нефти), после ГРП 58 т/сут. (52 т/сут. нефти). Далее в течение 14 месяцев после проведения гидроразрыва происходит снижение продуктивности скважин, после чего дебит жидкости стабилизируется на величине 42 т/сут. (37 т/сут. нефти). После проведения гидроразрыва обводненность в течение года выросла на 3%, что говорит о нормальном вытеснении и отсутствии прорыва воды. В условиях высоко расчлененных (расчлененность более 10) отложений ачимовских пластов распространение трещины приводит к вовлечению в разработку неперфорированных интервалов, в результате чего, практически по всем скважинам, в первые месяцы после проведения ГРП наблюдается падение текущей обводненности. Показатели по всем скважинам с ГРП (рисунок 4.3) отличаются меньшими дебитами после ГРП - 50 (46 т/сут. нефти) и 38 т/сут. (34 т/сут. нефти), что объясняется большей долей скважин, где гидроразрыв проводился в начале 90-х годов с использованием меньшего количества проппанта.

Рисунок 4.2 - Технологические показатели ГРП по переходящим скважинам объекта БС_16-22

Рисунок 4.3 - Технологические показатели ГРП по всем скважинам объекта БС_16-22

Для выявления природы падения дебита жидкости по скважинам преходящего фонда было приблизительно оценено значение скин-фактора после ГРП и на установившемся режиме после 14 месяцев (рисунок 4.2).

Для оценки величины скин-фактора использовались средние по рассматриваемым скважинам свойства пласта и жидкостей.

На установившемся режиме для определения использовалась формула Дюпюи.

Время до установившегося режима определяется по формуле [22]:

(4.44)

где: T_sss - время до наступления установившегося режима, сут.;

φ - пористость, доли ед.ы (0,2);

μ - вязкость нефти (1,13), мПа·с;

С_t - общая сжимаемость (0,00294), МПа^-1;

r_e - радиус зоны дренирования (200), м;

к - проницаемость коллектора (0,00214), мкм².

На установившемся режиме скин-фактор получается равным минус 3,9.

Скин-фактор после ГРП на неустановившемся режиме оценивался из формулы линейного стока и равен минус 4,88.

По рисунку 4.2 видно, что снижение продуктивности скважин с ГРП за счет выхода на установившийся режим происходит в течение первых 2 - 3 месяцев и характеризуется резким спадом дебита жидкости на 13 %.

Дальнейшее, более плавное, снижение дебита скважин следует связывать с ухудшением проводимости трещины за счет разрушения и выноса проппанта, а также с падением пластового давления в окрестности скважин.

Расшифровка терминов используемых при дальнейшем анализе ГРП приведена на рисунке 4.4.

Рисунок 4.4 - Расшифровка терминов, используемых при анализе ГРП.

.6.1 Анализ эффективности повторного применения гидравлического разрыва пласта

Продолжительный период эксплуатации существующих скважин с ГРП и наличие больших остаточных запасов делает актуальным проведение повторных ГРП, которые в последние 5 лет проводились на Мало-Балыкском месторождении повсеместно в количестве 72 скважино-операций. Дополнительным аргументом для проведения повторных ГРП является тот факт, что размеры трещин, сделанных в 90-х годах компанией «Юганскфракмастер», меньше проводимых в настоящее время. Так, средняя масса закачанного проппанта составляла 15 т против 88 т для ГРП, проведенных после 2003 года.

Для скважин с повторным ГРП были построены графики технологических показателей относительно даты проведения ГРП (рисунок 4.5). Сравнение делалось для одних и тех же скважин, то есть являющихся переходящими как во время первого, так и второго гидроразрыва. При проведении первого ГРП мгновенный прирост дебита жидкости составил 39 т/сут. (38 т/сут. нефти), стабилизируясь через 8 месяцев со средним установившемся приростом 25 т/сут. (24 т/сут. нефти). Для повторного ГРП приросты дебита жидкости составили 50 (39 т/сут. нефти) и 34 т/сут. (24 т/сут. нефти) соответственно. При проведении повторного ГРП не происходит резкого скачка обводненности и дальнейшее её изменение связано с выработкой запасов пласта.

Рисунок 4.5 - Технологические показатели для переходящих скважин с повторным ГРП по объекту БС_16-22

Сравнение эффектов от первого и повторного ГРП отчасти некорректно, так как в период между ними проводились массовые мероприятия по интенсификации добычи, увеличению компенсации и доперфорации интервалов. Однако, по своим показателям эффект от повторных ГРП не уступает другим ГРП, проведенным в те же годы, что позволяет сделать вывод об их эффективности и рекомендовать проведение повторного гидроразрыва на объекте БС_16-22.

.6.2 Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта по сервисным компаниям

Характеристики гидроразрывов пласта, проведенных различными компаниями (рисунок 4.6, таблица 4.4), показывают, что при проектировании и осуществлении ими использовались различные подходы и технологии.

Фирма «Юганскфракмастер» осуществляла гидроразрывы с 1988 по 1998 г. Данная компания проводила малообъемные ГРП (до 15 т), в которых использовался проппант 20/40. Мелкий проппант более устойчив к разрушению, однако не позволяет полностью использовать потенциал трещины. Как следствие, ГРП обладают средними мгновенным и установившимся приростами дебита (рисунок 4.6) по жидкости 34 и 24,5 т/сут. (33 и 23,5 т/сут. нефти). Большая кратность увеличения среднего дебита жидкости 4,4 раза для скважин, обработанных компанией Фракмастер, объясняется различием способа эксплуатации скважин до и после проведения гидроразрыва. Так с 1990 по 1999 год около 80% ГРП проводилось на скважинах, эксплуатируемых фонтанным способом, с последующим переводом в механизированный фонд.

Компания «Шлюмберже» проводила гидроразрывы с 2000 по 2002 год, используя средние размеры проппанта 16/20 и 16/30. По этим ГРП после увеличения дебита отсутствует падение, как это можно наблюдать в целом по месторождению. Это связано с опережающим увеличением закачки в окрестностях скважин, планируемых к ГРП. Так в 2000 - 2002 году, месячная закачка возросла с 75000 до 200000 тонн. Подобное увеличение закачки в окрестностях скважин, планируемых к ГРП, может быть рекомендовано для всех последующих гидроразрывов.

В последние годы наибольшее число гидроразрывов проводились компанией «Катконефть». При осуществлении ГРП данная фирма использует различные виды проппантов от 16/30 до 10/14. Также в последние годы ею осуществляются больше объемные ГРП с массой закачиваемого проппанта 100 и более тонн. По отчетам 2004 - 2005 года ГРП, проведенные «Катконефть», обладают наибольшей длиной трещины, следствием чего является большой мгновенный прирост дебита жидкости 57 т/сут. (50,5 т/сут. нефти), после чего происходит резкое падение дебита жидкости на 75%. Смыкание длинной и узкой трещины, а также неравномерное расположение проппанта, может служить причиной небольшого установившегося прироста дебита жидкости 11,5 т/сут. (9 т/сут. нефти).

По общим характеристикам ГРП, таких, как проницаемость проппанта и объем трещины, компания «Петроальянс» близка к «Катконефть». Однако параметры трещин, закладываемые ею в дизайн, характеризуются меньшей длиной. Показатели ГРП этой компании являются наилучшими, так, мгновенный прирост дебита жидкости составил 77 т/сут. (66 т/сут. нефти), а установившийся прирост 38 т/сут. (31 т/сут. нефти). Компания «Петроальянс» провела ГРП на 17 скважинах Мало-Балыкском месторождения, из них 7 на новых. Из-за отсутствия достаточной статистической выборки однозначный вывод по ГРП, проведенным компанией «Петроальянс», сделать нельзя.

Кроме описанных подрядчиков, часть ГРП на месторождении осуществлялась компаниями «Микаминефть» и «Катобьнефть». Количество гидроразрывов, осуществленное этими фирмами, невелико и приведение общих характеристик по ним не позволяет сделать достоверных выводов.

Основные величины, характеризующие ГРП, были сведены в таблицы 4.4 - 4.8.

Рисунок 4.6 - Характеристики ГРП по сервисным компаниям, объект БС_16-22

4.6.3 Влияние полудлины трещины и числа проппанта на эффект от гидравлического разрыва пласта

По рассматриваемому объекту проанализирована также динамика дебита жидкости после ГРП, в зависимости от разных полудлин трещин (рисунок 4.7).

Здесь наибольший установившийся дебит свойственен ГРП с полудлиной трещины до 120 м. При полудлине, превосходящей 160 м, наблюдается большой мгновенный прирост, однако через 6 месяцев дебит жидкости сравнивается с другими группами скважин, имея тенденцию к понижению.

Рисунок 4.7 - Дебит жидкости после ГРП в зависимости от полудлины трещины, объект БС_16-22

Эффективность проведенного гидроразрыва зависит от свойств пласта, области дренирования и параметров трещины. Применение безразмерной величины, включающей все эти величины, позволяет использовать общий подход к оптимизации ГРП. Число проппанта (N_p) - это комбинация двух безразмерных параметров: относительной длины и проводимости трещины (4.23) [22].

;

(4.45)

где: x_e - диаметр (2r_e) зоны дренирования, м;

х_f - полудлина трещины, м;

w - ширина трещины, мм;

k_f - проницаемость трещины, мкм².

Результаты анализа характеристик ГРП по различным интервалам числа проппанта представлены в таблице 4.5 и на рисунке 4.8. Мгновенный дебит после ГРП и величина спада дебита имеют тенденции к росту с увеличением значения числа проппанта и описываются соответственно степенной и экспоненциальной функциями. Таким образом, максимальный прирост дебита на установившемся режиме получается при значениях N_p от 1 до 5, что может служить рекомендацией при планировании ГРП. Аналогичный результат получен для распределения по массе используемого проппанта, где максимальный прирост дебита жидкости достигается при закачке 50 - 100 т.

Рисунок 4.8 - Характеристики ГРП по различным числам проппанта (N_p), объект БС_16-22

4.6.4 Влияние размера проппанта и проницаемости пласта на эффект от гидравлического разрыва пласта

Изменение свойств трещины со временем, не в последнюю очередь, зависит от используемого проппанта. Поэтому поведение дебита для различных видов используемого проппанта представляет интерес для объяснения продолжительности периода выхода скважины на установившийся дебит.

По данным лабораторных исследований сопротивление проппанта стрессу уменьшается с увеличением его гранулометрического состава. Таким образом, при применении крупного проппанта наблюдается больший спад проводимости трещин. Это подтверждается данными добычи относительно даты ГРП, распределенными по видам проппанта (таблица 4.7, рисунок 4.9).

Каждый вид проппанта можно представить медианным диаметром частиц. Эта величина варьируется в зависимости от производителя, однако, изменения незначительны и не приводят к пересечению классов. Таким образом, была получена функция времени выхода на установившийся дебит в зависимости от диаметра частиц, которая хорошо описывается квадратичной функцией.

а) по типу проппанта;

б) по медианному диаметру частиц

Рисунок 4.9 - Зависимость времени выхода на установившийся дебит от типа и размеров проппанта, объект БС_16-22

Фильтрационные характеристики коллектора непосредственно влияют на эффективность и параметры ГРП. По характеристикам ГРП в скважинах с различными эффективными проницаемостями (таблица 4.8, рисунок 4.10) видно, что с увеличением проницаемости увеличивается установившийся дебит жидкости.

Четкой зависимости мгновенного дебита и величины спада дебита от проницаемости получено не было, поэтому для данных целей целесообразнее использовать зависимости от числа проппанта.

Так же как и на дебит жидкости, проницаемость влияет на время выхода скважины на установившийся дебит (рисунок 4.10).

Рисунок 4.10 - Характеристики ГРП по различным проницаемостям коллектора, объект БС_16-22.

.6.5 Влияние ориентации сетки скважин и расчлененности пласта на эффект от гидравлического разрыва пласта

Средняя длина трещин (135 м), сделанных в последние годы на месторождении, превышает половину радиуса дренирования скважин (200 м). В дополнение, в нагнетательных скважинах могут присутствовать трещины, вызванные естественным гидроразрывом пласта. Это ведет к необходимости учета положения скважин в сетке.

Ачимовский объект разбурен по площадной девятиточечной системе.

Рисунок 4.11 - Характеристики ГРП по положению скважин в сетке, объект БС_16-22

Динамика технологических показателей была рассмотрена по трем классам, представляющим диагональные, вертикальные и горизонтальные ряды. Темп роста обводненности (таблица 4.6, рисунок 4.11) после ГРП по скважинам, расположенным в диагональных рядах, в 4 раза превосходит данный показатель по оставшимся двум направлениям. Это позволяет говорить о диагональном распространении трещин или по азимуту 300 - 310 градусов. Во избежание раннего прорыва воды от нагнетательных скважин рекомендуется ГРП на диагональных рядах планировать с меньшей длинной трещины.

Второй факт, требующий объяснения, - это больший спад дебита и, как следствие, меньший установившийся дебит по вертикальным рядам добывающих скважин. Одной из причин может служить анизотропия проницаемостей. Меньшее значение данного параметра в направлении «юг-север» может приводить к тому, что после ГРП повышенные отборы жидкости в вертикальных рядах не успевают компенсироваться закачкой. Поэтому, при проведении ГРП на вертикальных рядах следует уделить особое внимание оптимизации ППД.

ГРП является не только методом интенсификации притока, но также методом увеличения вовлекаемых в разработку запасов, что, в конечном счете, приводит к увеличению КИН [23]. Пласты БС_16-22 с геологической точки зрения отличаются высокой расчлененностью и наличием изолированных линз. В последнее время наблюдается тенденция увеличения доли ГРП, проведенных на высокорасчлененных участках. Так, доля ГРП на высокорасчлененных (расчлененность более 20) пластах в первой половине 2004 года составляла 6%, во второй половине 2005 года - 12%. Доля ГРП на высокорасчлененных участках увеличивается за счет снижения доли проведенных ГРП на участках со средней расчлененностью.

Динамика дебитов жидкости и нефти после ГРП показывает, что лучшими, с точки зрения приростов, являются скважины со средней расчлененностью (от 15 до 20). Здесь, под средней расчлененностью понимается среднее количество пропластков, подвергнутых гидроразрыву. Причем, с ростом расчлененности до 15 - 20 наблюдается больший прирост дебитов жидкости и нефти (рисунок 4.12 и рисунок 4.13). Однако, для скважин с расчлененностью более 20, прирост дебита нефти меньше, чем для среднерасчлененных, причем и падение дебита нефти происходит быстрее, чем для среднерасчлененных. Это говорит о том, что рост обводненности скважин с высокими значениями расчлененности (более 20) происходит быстрее. Высокие значения расчлененности соответствуют скважинам, где проведен совместный гидроразрыв пластов Ач₂ и Ач₃. Так, 80% скважин с высокой расчлененностью работает также на пачку Ач₃. Таким образом, с одной стороны получая эффект от дополнительно вовлеченных запасов в виде прироста дебита нефти, с другой стороны имеем сокращение срока эффекта от ГРП на пластах Ач₂и Ач₃ (рисунок 4.13) до 10 - 11 месяцев, в то время как эффект от ГРП на других скважинах продолжается.

Рисунок 4.12 - Динамика дебита жидкости скважин до и после ГРП с различной расчлененностью

Рисунок 4.13 - Динамика дебита нефти скважин до и после ГРП с различной расчлененностью

Анализ ГРП 2004 - 2005 г. Всего с 01.01.2004 по 01.01.2006 г. ГРП был проведен на 150 скважинах. Основные технологические проблемы при ГРП на пластах Ачимовского объекта:

сложность достижения ширины трещины, достаточной для закачки крупнозернистого проппанта;

неопределенность в предсказании значения давления смыкания,

большое время закрытия трещины,

неопределенность в конечной высоте и длине трещины.

Всё это приводит к возникновению «СТОПов» и сокращению массы закачиваемого проппанта более чем на 20%. Так, за 2004 - 2005 г., из 150 скважин, подвергнутых ГРП, 45 скважин (30%) имели обозначенные проблемы. На рисунке 4.14 представлена динамика дебита жидкости по таким скважинам в сравнении со скважинами, где гидроразрыв прошел по плану.

Рисунок 4.14 - Динамика дебита жидкости по группам скважин

Скважины, попавшие в оба класса, имеют схожие дизайны ГРП с одинаковыми средними размерами трещин и массой проппанта. Как мы видим, скважины с технологическими проблемами при проведении ГРП отличаются от остальных скважин с меньшим мгновенным приростом, а также более быстрым снижением дебита жидкости. Поэтому проблема уменьшения количества «СТОПов» и других технологических проблем при проведении ГРП важна для общего улучшения эффективности операций ГРП. Также анализ ГРП за 2004 - 2005 г. позволил определить оптимальную массу проппанта на 1 метр высоты трещины (удельная масса проппанта) (рисунок 4.15).

Как видно, на скважинах с удельной массой закачанного проппанта до 2 тонн и свыше 4 тонн, в течение первого года после ГРП мы имеем падение дебита жидкости до 40 - 50% от запускных. На скважинах, где удельная масса закачанного проппанта составляет от 2 до 4 тонн дебит жидкости, в течение первого года падает на 25 - 30%, стабилизируясь далее на отметке 70% от запускного. Таким образом, удельная масса проппанта 3 - 4 тонны на метр является оптимальной.

Рисунок 4.15 - Динамика падения дебита жидкости от удельной массы проппанта

.6.6 Анализ результатов исследований на скважинах с ГРП

Акустические исследования геометрии трещины после ГРП (X-Mac). Для определения геометрических параметров трещины, азимутального расположения трещины, силами компаний «Шлюмберже» (прибор SonFracMap) и «Петроальянс», в 2006 году проведены исследования на четырех скважинах. По результатам исследований определены геометрические параметры трещины (X_f, W_f и h_f), количество проппанта в эффективной зоне пласта, географический азимут трещины, проверено соответствие утвержденного дизайна реальным результатам ГРП, уточнены механические свойства горных пород.

В таблице 4.9 представлены результаты дизайнов по исследованиям. В колонках представлены значения:

по первоначальному дизайну;

пересчитанный дизайн с учетом фактической массы проппанта;

скорректированный дизайн по результатам исследований X-MAC.

Таблица 4.9 - Параметры трещин по дизайнам до и после гидроразрыва.

Скважина/ Куст (проппант план/ проппант факт)	Дизайн (по плану массы проппанта)			Дизайн (по факту массы проппанта)			Дизайн и расчет после Х-MAC
	xf	wf	Hf	xf	wf	hf	xf	wf	hf
	м	мм	м	м	мм	м	м	мм	м
3139/567А (130т/81,6т)	140	4,9	56	135	3,7	49	109	3,0	68
3803/562 (220т/92т)	160	7,1	56	111	5,1	50	90	3,0	94
3783/548 (180т/173т)	159	7,06	46	153	7,06	46	83	7,0	82
3107/565Б (145т/80т)	160	8,85	54	-	-	-	107	4,8	80

При пересчете дизайна с учетом результатов исследований X-MAC реальные длины трещин получились меньше длин по дизайну на 19-45%. Реальная ширина трещины также меньше на 30 - 60%.

Причиной этого являются: уменьшение массы закачиваемого проппанта по отношению к дизайну; рост трещины в высоту (по исследованиям).

Превышение высоты трещины по отношению к предсказанным по дизайну значениям говорит о недостаточно точном дизайне, что является следствием сложного геологического строения, большой расчлененности и сложности учета стрессов. С этой целью рекомендуется проведение исследований стрессов до проведения ГРП и учет данных выше рекомендаций по дизайну ГРП, позволяющих минимизировать технологические проблемы и неконтролируемое распространение трещин.

На рисунке 4.16 и в таблице 4.10 представлены результаты исследования азимутального расположения трещин.

Таблица 4.10 - Результаты исследования азимутального расположения трещин

Скважина	Географический азимут трещины
3139	35 градусов
3803	35 градусов
3783	350 градусов

Из результатов видно, что направление стресса меняется в зависимости от расположения скважины. Результаты исследований были сопоставлены с расположениями разломов. Сопоставление говорит о соответствии направления трещин с направлениями разломов. Особенно хорошее соответствие наблюдается на скважинах 3783 и 3803. Несовпадение направления на скважине 3139, скорее всего, связано с недостоверностью исследования, так как вместо плановых двух, была проведена одна спускоподъемная операция с измерением.

В таблице 4.11 приведены интервалы перфорации и интервалы трещины по дизайну и по результатам исследований. Во всех скважинах заметно превышение высоты трещины по отношению к значениям по дизайну. В скважинах 3783 и 3107 увеличение интервала трещины по отношению к расчетному произошло как вверх, так и вниз.

В скважине 3803 по результатам исследования произошло смещение трещины только вверх по отношению к дизайну. Как можно видеть, вскрытым оказался интервал, находящийся выше планируемого интервала разрыва. Согласно дизайну, прорыв в вышележащий интервал был невозможен без роста забойного давления.

Рисунок 4.16 - Схема расположения трещин по результатам исследований. (Синие линии показывают примерное направление трещин по результатам исследований X-MAC, красные - по результатам DSI).

Таблица 4.11 - Интервалы перфорации и интервалы трещины по дизайну и по результатам исследований

Скважина	Интервал реперфорации	Интервал трещины по дизайну	Интервал трещины по результатам X-MAC
3139	2780 - 2832	2732 - 2787	-
3803	2707 - 2745	2681 - 2737	2661 - 2725
3783	2820 - 2853	2795 - 2841	2784 - 2851
3107	2848 - 2894	2848 - 2901	2831 - 2906

Достоверность исследования вызывает сомнение, поскольку во время проведения ГРП рост забойного давления на скважине произошел лишь при преждевременном прекращении разрыва (при «СТОПе»). Можно предположить, что рост трещины вверх произошел одновременно со «СТОПом».

Исследование профиля напряжений и направления напряжений по данным дипольного акустического каротажа DSI.

По данным обработки данных DSI на скважине 5519 видно (рисунок 4.17), что азимут направления распространения быстрой поперечной волны, который говорит о наиболее вероятном направлении вектора максимального горизонтального стресса, составляет приблизительно по азимуту 320° - 330°.

Рисунок 4.17 - Азимуты распространения поперечных волн по DSI на скважине 5519

Обработка данных DSI для скв. 4347 показывает, что преобладающий азимут направления распространения быстрой поперечной волны, который говорит о наиболее вероятном направлении вектора максимального горизонтального стресса, близок к направлению Север-Юг и составляет приблизительно по азимуту 10° - 20°.

Схематичное расположение ориентации стрессов показано на рисунке 4.17. Так же как и для исследований X-MAC, наблюдается хорошее соответствие с расположением разломов.

Таким образом, в данном разделе рассмотрена технология проведения и наименования работ при осуществлении всего процесса ГРП до момента освоения скважины. Во многом успешность операции зависит от объема подготовительных работ, связанных с изучением геолого-промысловых материалов, исследованием скважины и обеспечением ее технического состояния. Также спроектирован однократный гидроразрыв по скважине 5510 604 куста и получены основные параметры проведения работ и предполагаемая технологическая эффективность.

Проанализирована эффективность проведения ГРП по объекту БС_16-22 начиная с 1988 года, обработан большой объем статистических данных, в результате которого получены следующие выводы:

- средний прирост дебита нефти после ГРП по объекту БС_16-22составил 35 т/сут. После этого в течение 14 месяцев дебит снижался и стабилизировался с приростом 20 т/сут.

- первые 2 - 3 месяца уменьшение дебита на 13% связано с выходом скважины на установившийся режим притока, дальнейшее снижение продуктивности следует связывать с ухудшением проводимости трещины и падением пластового давления в зоне дренирования скважин.

- после проведения ГРП в пласте идет нормальное вытеснение без прорыва воды. Также при гидроразрыве в разработку вовлекаются дополнительные неперфорированные нефтенасыщенные интервалы.

статистический анализ повторного ГРП показывает, что средний установившийся дебит по нефти увеличился на 24 т/сут., при увеличении обводнённости на 10% в течение года. Повторный ГРП может быть рекомендован для дальнейшего внедрения на месторождении.

при планировании ГРП необходимо осуществлять опережающее увеличение закачки воды вблизи скважин претендентов. Особое внимание стоит уделить скважинам вертикальных рядов.

дизайны ГРП компании «Катконефть» наиболее близки к оптимальным, однако, ввиду рисков, связанных со сложностью осуществления таких трещин и данных по добыче, рекомендуемая длина трещин не должна превышать 160 м.

мгновенный дебит жидкости и величина последующего его спада, имеют тенденции к увеличению с повышением числа проппанта Np и могут быть представлены в виде зависимостей. Наибольший установившийся прирост дебита жидкости и нефти достигается при 1 < N_p < 5.

наиболее эффективными, с точки зрения прироста дебита нефти и продолжительности эффекта, являются ГРП на скважинах, вскрывающих от 15 до 20 пропластков.

- Размер проппанта и проницаемость коллектора влияют на время выхода дебита на постоянную величину.

- трещина имеет диагональное направление распространения относительно сетки скважин или около 300 - 310 градусов. Это накладывает ограничения на длину трещин, планируемых на диагональных рядах.

- технологические остановки процесса образования трещин (СТОПы) негативно сказываются на приросте и динамике дебита нефти. На основе анализа ГРП, проведенных в Западной Сибири, предложены рекомендации для дизайна ГРП, позволяющее минимизировать количество «СТОПов»: загрузка геля 30# (3,5 кг/м³) и отказ от использования проппанта 10/14, дизайн объема подушки с превышением давления смыкания на 10 - 20%, увеличение концентрации проппанта 16/20 до 20%, концентрация проппанта до 1000 кг/м³ с использованием проппанта 12/18, использование методов, направленных на снижение эффекта закупорки (контроль забойного давления).

- рекомендовано закачивать от 2 до 4 тонн проппанта на 1 метр высоты трещины.

получены данные по несоответствию реально получаемой геометрии трещины расчетной. Ошибка по высоте трещины для Мало-Балыкского месторождения составляет от 39 до 88%, по полудлине - от 19 до 45%.

получен оптимальный интервал полудлины для Ачимовских пластов (полудлина трещины 80 - 120 м), который согласуется с реальными данными. Для проблемных зон рекомендуется полудлина трещины 100 метров, что также подтверждается анализом скважин, обводнившихся после ГРП.

5. Экономическая эффективность проекта

.1 Характеристика производственно - хозяйственной деятельности ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Производственное объединение «Юганскнефтегаз было образовано в феврале 1966 года в г. Нефтеюганск, одном из первых северных городов ХМАО. Своим рождением город обязан богатейшим запасам нефти уникального Усть-Балыкского месторождения, открытого в 1961 году на острове между рекой Обь и протокой Юганская Обь. До 1991 года производственное объединение «Юганскнефтегаз» входило в состав «Главтюменьнефтегаз». В связи с упразднением последнего, производственное объединение получило статус самостоятельного государственного предприятия. Преобразование из государственного производственного объединения «Юганскнефтегаз» в акционерное общество открытого типа произошло в июле 1993 года в соответствии с планом приватизации. До сентября 2004 года ОАО «Юганскнефтегаз» являлось дочерним обществом нефтяной компании «Юкос», но в конце 2004 года, в результате продажи на аукционе, ОАО «Юганскнефтегаз» стал частью государственной нефтяной копании «Роснефть». В 1993 году было создано государственное предприятие на базе бывшего Министерства нефтяной промышленности СССР, а уже в 1995 году произошло преобразование в ОАО «НК «Роснефть».

В настоящее время ООО «РН-Юганскнефтегаз» разрабатывает 25 месторождений. Общие извлекаемые запасы компании составляют 1 млрд. 557 млн. тонн нефти. С начала промышленной разработки нефтяных месторождений в ХМАО добыто более 7 млрд. тонн нефти. Из них - в Нефтеюганском регионе добыто более 1,3 млрд. тонн нефти.

Наиболее перспективные месторождения - Приразломное, Мало-Балыкское, Угутское, Киняминское, Приобское, Мамонтовское месторождения.

Основная деятельность компании: разведка, добыча, переработка и сбыт нефти и газа.

Управление добычи нефти и газа не имеет своего акционерного капитала, оно входит в состав ООО «РН-Юганскнефтегаз», акции которого в настоящее время практически полностью представлены акциями головной компании «Роснефть». Компания проводит политику единой акции.

Хозяйственная деятельность Управления добычи нефти и газа: добыча, замер и учёт нефти и попутного добываемого газа. На все направления деятельности в организации имеются соответствующие лицензии.

ООО «РН-Юганскнефтегаз» - самое крупное нефтедобывающее предприятие компании, годовой объем добычи нефти которого составляет примерно 61% общей нефтедобычи компании.

Предприятие занимается разработкой нефтяных месторождений на территории Ханты-Мансийского автономного округа, осуществляет добычу нефти, газа, ведет геолого-поисковые, поисково-разведочные, маркшейдерские, топографо-геодезические, картографические работы, занимается обустройством месторождений. Самый перспективный проект - Приобское нефтяное месторождение, доказанные запасы которого оцениваются в 3,5 млрд. баррелей (около 480 млн. тонн).

Основные виды деятельности:

- текущая (основная) деятельность - получение выручки от реализации, авансы, уплата по счетам поставщиков, получение краткосрочных кредитов и займов, выплата заработной платы, расчеты с бюджетом, выплаченные/полученные проценты по кредитам и займам;

- инвестиционная деятельность - движение средств, связанных с приобретением или реализацией основных средств и нематериальных активов;

- финансовая деятельность - получение долгосрочных кредитов и займов, долгосрочные и краткосрочные финансовые вложения, погашение задолженности по полученным ранее кредитам, выплата дивидендов.

В таблице 5.1 приведены основные технико-экономические показатели Мало-Балыкского месторождения.

Таблица 5.1 - Основные технико-экономические показатели Мало-Балыкского месторождения

Показатели	Год
	2004	2005	2006
Добыча нефти всего, тыс. т	5077,3	5072,8	5615,7
В том числе из: переходящих скважин	4918,3	4846,0	5277,0
новых скважин	133,2	197,1	304,6
механизированных скважин	4963,8	4994,0	5487,5
Ввод новых добывающих скважин, всего, ед.	21,0	26,0	33,0
Эксплуатационное бурение, всего, тыс. м	2906,9	2981,4	3082,8
В т.ч. - добывающие скважины	2147,4	2171,0	2230,2
- вспомогательные и специальные скважины	39,6	58,3	64,9
Выбытие добывающих скважин, ед.	751,0	785,0	799,0
Фонд добывающих скважин на конец года, ед.	801,0	807,0	825,0
Действующий фонд добывающих скважин на конец года, ед.	661,0	664,0	685,0
Перевод скважин на механизированную добычу, ед.	16,0	10,0	11,0
Фонд механизированных скважин, ед.	655,0	660,0	655,0
Ввод нагнетательных скважин, ед.	13,0	14,0	13,0
Выбытие нагнетательных скважин, ед.	0,0	0,0	0,0
Фонд нагнетательных скважин на конец года, ед.	267,0	278,0	291,0
Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года, ед.	13,0	14,0	13,0
Средний дебит действующих скважин по жидкости, т/сут.	50,0	54,2	55,9
Средняя обводненность продукции действующего фонда скважин, %	58,7	62,0	60,7
Средняя обводненность продукции новых скважин, %	58,9	35,7	79,2
Средний дебит действующих скважин по нефти, т/сут.	20,6	20,6	22,0
Средняя приемистость нагнетательных скважин, м³/сут.	36367,5	41433,5	51658,5
Добыча жидкости, всего, тыс. т	18081,5	20015,8	25211,7
В т.ч. из переходящих скважин	11978,7	12987,0	13691,1
из новых скважин	323,8	306,8	1460,9
механизированным способом	11728,9	12952,8	13706,8
Добыча жидкости с начала разработки, тыс. т	113923,6	133939,4	159151,0
Добыча нефти с начала разработки, тыс. т	51164,2	56237,0	61852,8
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.	0,053	0,059	0,065
Текущие затраты на: обслуживание добывающих скважин, тыс. руб.	1145929,2	1180497,2	1211608
- капитальный ремонт добывающих скважин, тыс. руб.	196115,4	202031,4	207355,8
- обслуживание нагнетательных скважин, тыс. руб.	88401	95115	101456
- капитальный ремонт нагнетательных скважин, тыс. руб.	11850	12750	13600
- закачка воды, тыс. руб.	114574,2	124246,7	129736,8
- сбор и транспорт нефти, тыс. руб.	130358,16	137884,88	143337,5
- электроэнергия на извлечение нефти, тыс. руб.	69204,2	78368,2	84014,3
- технологическая подготовка нефти, тыс. руб.	83667,4	89205,6	92855,5
- методы повышения нефтеотдачи, тыс. руб.	208520	135520	174810
Платежи и налоги: единый социальный налог, тыс. руб.	18318,0	18870,5	19367,9
- плата за землю и аренду, тыс. руб.	9215,7	9493,7	9743,9
- налог на добычу полезных ископаемых, тыс. руб.	2728248,9	3038577,8	3515563,8
Амортизационные отчисления, тыс. руб.	379286,5	518326,5	665325,8
Себестоимость добычи 1 тонны нефти, руб/т	1351,1	1320,1

.2 Расчет дополнительной добычи нефти

Расчет дополнительной добычи нефти произведем по скважинам переходящего фонда Мало-Балыкского месторождения с ГРП в 2006 году, приведенным к единой дате, используя экспоненциальный характер падения базы и эффекта от ГТМ, а соответственно прироста добычи нефти. Так как эффект от ГРП в среднем длится 4 года, то дополнительную добычу нефти посчитаем за 2006, 2007, 2008 и 2009 года. Причем расчет проводится с учетом потерь от простоя скважин во время проведения операции. Исходные данные для расчета представлены в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Исходные данные для расчета дополнительной добычи нефти

Исходные данные
Показатель	Единица измерения	Значение
Средний процент прироста дебита нефти	%	206
Средний дебит нефти до проведения работ	т/сут.	16
Процент воды	%	44
Количество скважин в периоде	ед.	55
Цикл ремонта	сут.	14
Коэффициент эксплуатации по 2006 году	доли ед.	0,8

Расчет произведен в электронных таблицах Microsoft Excel. Дополнительная добыча по годам представлена в таблице 5.3.

Таблица 5.3 - Дополнительная добыча нефти и жидкости по годам

Год	2006	2007	2008	2009
Дополнительная добыча нефти, тыс. т	401,8	221,6	115,78	58,74
Дополнительная добыча жидкости, тыс. т	964,9	945,2	945,2	945,2

Также для определения в дальнейшем срока окупаемости затрат [24] ГРП произведем расчет дополнительной добычи нефти по месяцам за первый год (таблица 5.4).

Таблица 5.4 - Дополнительная добыча нефти и жидкости по месяцам

Месяц	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Дополнительная добыча нефти, тыс. т	43,9	37,4	39,6	36,7	36,2	33,5	33,0	31,5	29,1	28,6	26,4	25,9
Дополнительная добыча жидкости, тыс. т	100	72,5	80,3	77,7	80,3	77,7	80,3	80,3	77,7	80,3	77,7	80,3

5.3 Расчет показателей оценки экономической эффективности ГРП

Экономическая эффективность ГТМ на добывающей скважине оценивается стандартными методами проектного анализа [25] с помощью следующей системы показателей, рассчитываемых на основании денежного потока:

· чистый доход (ЧД, NV);

· чистый дисконтированный доход (ЧДД, NPV);

· индекс доходности затрат (ИД, R)

· срок окупаемости проекта;

Основным критерием экономической эффективности ГТМ является неотрицательное значение чистого дисконтированного дохода (ЧДД).

Чистый доход характеризует превышение денежных поступлений (выручка от реализации дополнительно добываемых углеводородов) над суммарными дополнительными затратами (капитальные, текущие затраты, налоги, платежи и отчисления). Чистый доход рассчитывается по следующей формуле:

, (5.1)

где: ΔВ_i - выручка от реализации дополнительной продукции скважины на временном шаге, тыс. руб.;

Т - расчетный период оценки (Т = 10 лет или рентабельный срок);

К - единовременные затраты на проведение ГТМ (предполагается, что указанные затраты осуществляются на первом шаге расчета), тыс. руб.;

ΔЭ_пр_i - дополнительные эксплуатационные затраты, связанные с проведение ГТМ на шаге, тыс. руб.;

ΔН_i - дополнительные налоговые платежи, связанные с проведением ГТМ на шаге, тыс. руб.

Чистый дисконтированный доход определяется как сумма текущих годовых значений чистого дохода (ЧД) за расчетный период, приведенных к начальному году. Расчет ЧДД производится по следующей формуле:

, (5.2)

где Е_н - норма дисконтирования, доли ед.

Индекс доходности затрат ИД (R) определяется отношением накопленных дисконтированных денежных поступлений к накопленным дисконтированным затратам за расчетный период:

, (5.3)

Индекс доходности затрат измеряется в долях единицы. Индекс доходности затрат больше единицы, если ЧДД имеет положительное значение.

Срок окупаемости затрат ГТМ характеризует период, за пределами которого накопленный чистый доход ГТМ становится и в дальнейшем остается неотрицательным.

Срок окупаемости (T_ок) с учетом дисконтирования может быть определен из следующего равенства:

, (5.4)

Эксплуатационные затраты включают в себя текущие производственные затраты, непосредственно связанные с добычей и реализацией нефти, налоги и платежи, относимые на себестоимость продукции скважины в соответствии с действующим налоговым законодательством РФ.

Для более точного расчета себестоимости добычи нефти целесообразно использовать принятый принцип разделения текущих затрат на две группы: условно-постоянные и условно-переменные расходы [26].

К группе условно-переменных расходов относятся затраты на извлечение жидкости из скважин, расходы по сбору и транспорту нефти и газа, расходы на технологическую подготовку нефти, а также расходы по искусственному воздействию на пласт. Величина расходов этой группы зависит главным образом от объема извлекаемой из недр жидкости, который в значительной степени подвержен влиянию природных факторов.

С целью более точного распределения текущих затрат по отдельным скважинам на условно-переменные и условно-постоянные расходы необходимо рассмотрение комплексных статей расходов калькуляции в разрезе элементов затрат:

1 Расходы на энергию по извлечению нефти включают оплату затрат за потребленную энергию и относятся к условно-переменным затратам. Формула расчета дополнительных расходов на энергию по извлечению нефти для отдельной скважины принимает следующий вид:

, (5.5)

где: Р_зэ -. расходы за потребленную энергию, руб/т;

Δq_ж - дополнительный объем добычи жидкости по скважине, тыс. т.

2 Расходы по искусственному воздействию на пласт включают затраты на материалы, энергию, транспортные расходы, связанные с повышением нефтеотдачи пластов, которые относятся к условно-переменным затратам. С учетом указанного распределения по группам затрат, формула расчета дополнительных текущих расходов по искусственному воздействию на пласт для отдельной скважины (без учета амортизации) принимает следующий вид:

, (5.6)

где: Р_в - расходы по искусственному воздействию, руб/т.

Расходы по сбору и транспорту нефти и газа представляют собой комплексную статью затрат, часть из которых являются условно-переменными (расходы на материалы, энергетические затраты, транспортные затраты) и рассчитываются исходя из объема добываемой жидкости.

, (5.7)

где: Р_тр - расходы по сбору и транспорту нефти, руб/т;

Δq_н - объем добычи нефти по скважине, тыс. т;

Расходы на технологическую подготовку нефти представляют собой комплексную статью, часть из которой (материалы, топливо, электроэнергия, транспорт) относится к условно-переменным затратам. Расходы по статье распределяются пропорционально добыче нефти:

, (5.8)

где Р_нм - расходы на технологическую подготовку нефти, руб/т.

Текущие затраты по эксплуатации скважин (без амортизационных отчислений) рассчитываются по формуле:

З_тек = З_эл + З_в + З_тр+ З_тех, (5.9)

В составе эксплуатационных затрат на добычу нефти и газа в соответствии с действующим налоговым законодательством РФ учитываются следующие дополнительные налоговые платежи и отчисления, включаемые в эксплуатационные затраты [24]:

Дополнительный налог на добычу полезных ископаемых, начиная с 2005 г., исчисляется в размере 16,5% выручки от реализации добытых полезных ископаемых, за вычетом НДС, экспортной пошлины, транспортных расходов на внешнем рынке:

Н_добi = В_чi · а_добi, (5.10)

где: Н_добi - налог на добычу полезных ископаемых, тыс. руб.;

В_чi - выручка от реализации продукции скважины в году за вычетом НДС (на внутреннем рынке), экспортной пошлины, транспортных расходов на внешнем рынке, тыс. руб.;

а_добi - ставка налога на добычу полезных ископаемых, %.

Плата за землю рассчитывается в зависимости от площади отчуждаемых земель, приходящейся на долю 1 скважины, и ставки налога:

Н_земi = (S_мест/N_i) · а_зем, (5.11)

где: Н_земi - плата за землю в году, тыс. руб.;_мест- площадь месторождения, га;

N_i - число добывающих скважин в году, скважин;

а_зем - ставка земельного налога, тыс. руб/га.

В составе эксплуатационных затрат на добычу нефти и газа рассчитываются суммарные налоги и платежи Н_нал_i:

Н_налi = Н_добi + Н_земi, (5.12)

Итоговые дополнительные эксплуатационные затраты на скважину рассчитываются по формуле:

Э_i = Э_прi + Н_налi, (5.13)

Выручка от реализации нефти и газа рассчитывается исходя из условий реализации продукции скважины и цен на ее продукцию на внешнем и внутреннем рынках [24]:

Δ В_i = Ц_внутi · Δ Q_внутi + Ц_внешi · Δ Q_внешi · к^м_i (5.14)

где: В_i - дополнительная выручка от реализации продукции скважины, тыс. руб.;

Ц_внутi - цена реализации нефти на внутреннем рынке, руб/т;

Ц_внешi - цена реализации нефти на внешнем рынке, долл/т;

ΔQ_внутi - дополнительный объем реализации нефти скважины на внутреннем рынке в году, т;

ΔQ_внешi - дополнительный объем реализации нефти скважины на внешнем рынке, т;

к^м_i - валютный курс рубля, руб/долл.

После определения выручки от реализации дополнительной продукции скважины рассчитываются налоги и пошлина, зависящие от объема реализованной продукции:

Вывозная таможенная пошлина на нефть устанавливается дифференцированно в зависимости от уровня цены нефти на внешнем рынке:

ΔН_тпi = ΔQ_внеш·а_тпi·к^м_i, (5.15)

где: ΔН_тпi - дополнительная вывозная таможенная пошлина на нефть, тыс. руб.;

а_тпi - ставка вывозной таможенной пошлины на нефть, исчисляемая в зависимости от цены нефти на внешнем рынке в году, долл/т;

к^м_i - валютный курс рубля, руб/долл.

Вывозная таможенная пошлина на нефть при цене нефти выше 109,5 долл./т и до 182,5 долл/т. устанавливается в размере 35% от разницы между сложившейся за два предшествующих месяца средней цены нефти (долл./т) марки "Юралс" и 109,5 долл/т.

Вывозная таможенная пошлина на нефть при цене нефти выше 182,5 долл./т определяется в размере 40% от разницы между ценой, действующей на момент оценки, и предельным уровнем (182,5 долл/т.), с учетом ставки, равной 25,5 долл/т [25].

Выручка от реализации дополнительной продукции скважины за вычетом НДС (на внутреннем рынке), вывозной таможенной пошлины и транспортных расходов на внешний рынок рассчитывается по формуле:

ΔВ_чi = ΔВ_i - ΔН_тпi - ΔЗ_трi, (5.16)

где: ΔВ_чi - выручка от реализации продукции скважины в году, без НДС (на внутреннем рынке), вывозной таможенной пошлины и транспортных расходов на внешнем рынке, тыс. руб.;

ΔЗ_трi - дополнительные транспортные расходы при поставках на внешний рынок в году, тыс. руб.

Дополнительная прибыль от реализации дополнительной продукции скважины определяется на основе выручки от реализации за вычетом эксплуатационных затрат:

ΔП_i =Δ В_чi - Δ Э_i, (5.17)

Дополнительная налогооблагаемая прибыль определяется исходя из прибыли от реализации продукции скважины.

Налог на прибыль составляет 24% от прибыли, остающейся от выручки от реализации нефти и газа после вычета эксплуатационных затрат и выплаты налогов:

Н_прi = П_нi·а_пр,(5.18)

где: Н_прi - налог на прибыль, тыс. руб.;

а_пр - ставка налога на прибыль, %

Чистая прибыль от реализации дополнительной продукции определяется исходя из налогооблагаемой прибыли за вычетом налога на прибыль [24]:

ΔП_чi = ΔП_нi - ΔН_прi (5.19)

где: ΔП_чi - дополнительная чистая прибыль, тыс. руб.

Денежный поток от реализации дополнительной продукции скважины представляет собой зависимость от времени денежных поступлений и платежей при реализации ГТМ. Поступления денежных средств (приток) состоят из чистой выручки от реализации дополнительной продукции скважины. Платежи (отток) состоят из единовременных и условно-переменных затрат на проведение ГТМ.

Дополнительный денежный поток от реализации дополнительной продукции скважины рассчитывается по формуле:

ΔЧД_i = ΔВ_чi - К - ΔЭ_пр_i - ΔН_i, (5.20)

где Н_i - все дополнительные налоговые платежи и отчисления, включаемые в себестоимость продукции, а также налоги, выплачиваемые из прибыли, тыс. руб.

На основе рассчитанного денежного потока определяются показатели эффективности инвестиций в строительство новых скважин и объектов обустройства: ЧД, ЧДД, ИД, срок окупаемости затрат на ГТМ [27].

Цена нефти на внутреннем рынке принята на уровне 8000 руб/т с учетом НДС, на внешнем рынке 55 долл/барр.

Доля реализации нефти на внешнем рынке 50%.

Курс доллара 28 рублей за 1 доллар США.

Исходные данные для расчета показателей оценки экономической эффективности ГРП представлены в таблице 5.5.

Таблица 5.5 - Исходные данные

Исходные данные	Значение
Расходы за потребленную энергию, руб/т	15
Расходы по искусственному воздействию, руб/т	8,6
Расходы по сбору и транспорту нефти, руб/т	3,3
Расходы на технологическую подготовку нефти, руб/т	5,8
Ставка налога на добычу полезных ископаемых, руб/т	2071
Площадь месторождения, га	930
Ставка земельного налога, тыс. руб/га	27,4
Цена реализации нефти на внутреннем рынке, руб/т	8000
Цена реализации нефти на внешнем рынке, долл/т	345
Ставка вывозной таможенной пошлины, долл/т	90,5
Ставка налога на прибыль, %	24
Число скважин, ед.	55
Ставка дисконтирования, доли ед.	0,15
Количество добывающих скважин в году, ед.	825
Дополнительные транспортные расходы при поставках на внешний рынок, руб/т	588
Единовременные затраты на ГРП, тыс. руб.	8300

В электронных таблицах Microsoft Excel были рассчитаны основные показатели оценки экономической эффективности, а также промежуточные показатели, по которым считаются основные. Результаты расчета по годам представлены в таблице 5.6.

Анализируя полученные показатели можно сказать, что экономические результаты проведения ГРП - благоприятны.

Таблица 5.6 - Результаты расчета основных показателей эффективности ГРП

Год	2006	2007	2008	2009
Расходы на энергию по извлечению нефти З_эл, тыс. руб.	14473,74	14178,69	14178,69	14178,69
Расходы по искусственному воздействию З_в, тыс. руб.	8298,27	8129,11	8129,11	8129,11
Расходы по сбору и транспорту нефти З_тр, тыс. руб.	1326,01	731,15	382,06	193,85
Расходы на технологическую подготовку нефти З_тех, тыс. руб.	2330,57	1285,06	671,50	340,71
Текущие затраты по эксплуатации З_тек, тыс. руб.	26428,61	24324,02	23361,37	22842,36
Дополнительный налог на добычу полезных ископаемых Н_доб, тыс. руб.	832175,3	458857	239774,2	121657,6
Плата за землю Н_зем, тыс. руб.	30,88	30,88	30,88	30,88
Суммарные налоги и платежи Н_нал, тыс. руб.	832206,2	458887,9	239805,1	121688,5
Дополнительные эксплуатационные затраты, связанные с проведением ГТМ, ∆Э_пр, тыс. руб.	858634,8	483211,9	263166,4	144530,8
Выручка от реализации дополнительной продукции скважин ∆В, тыс. руб.	3548097	1956401	1022311	518704,3
Вывозная таможенная пошлина Н_тп, тыс. руб.	509109,7	280720,3	146689,5	74427,89
Дополнительные транспортные затраты на экспорт нефти З_тп, тыс. руб.	118135,9	65139,53	34038,44	17270,56
Налог на прибыль Н_пр, тыс. руб.	494923,2	270554,3	138817,5	67792,72
Дополнительная прибыль П, тыс. руб.	2062180	1127310	578406,2	282469,7
Чистая прибыль (ЧП) П_ч, тыс. руб.	1567257	856755,4	439588,7	214677
Дисконтированная чистая прибыль (ДЧП), тыс. руб.	1110757	745004,7	332392,2	141153,6
Накопленная ДЧП (НДЧП), тыс. руб.	1110757	1855761	2188154	2329307
ЧДД, тыс. руб.	2329307
Индекс доходности (ИД)	6,1

Для определения срока окупаемости (Т_ок) затрат на ГРП, то есть периода, за пределами которого накопленный чистый доход от ГРП становится и в дальнейшем остается неотрицательным, воспользуемся данными расчета дополнительной добычи нефти и жидкости по месяцам. По дополнительной добыче, так же как и для дополнительной добычи по годам, определим ЧД, ЧДД и построим график изменения этих показателей по месяцам (рисунок 5.3).

Рисунок 5.3 - Изменение ЧДП, НЧДП по месяцам первого года анализируемого периода

Как видно из рисунка срок окупаемости затрат на ГРП составляет около четырех месяцев.

5.4 Анализ чувствительности

Анализ чувствительности основан на последовательно-единичном изменении всех проверяемых на рискованность переменных плана: на каждом шаге меняет свое значение на прогнозное число процентов, что приводит к пересчету значения чистого дисконтированного дохода от проведения всех мероприятий повышения нефтеотдачи пластов.

Целью анализа чувствительности является определение степени влияния каждого из варьируемых факторов на результат оптимального плана проведения геолого-технических мероприятий. В целом при проведении данного анализа выделяют две основных категории факторов по их влиянию: на объем поступлений и на размеры затрат. В качестве значимых факторов при выполнении разработанного плана выберем следующие:

- цена на нефть, руб/т;

- текущие производственные затраты, тыс. руб.;

- единовременные затраты на проведение метода, тыс. руб.;

- ставка налога на добычу полезных ископаемых, руб/т;

- вывозная таможенная пошлина, тыс. руб.;

- курс доллара, руб/долл.;

- транспортные расходы, связанные с экспортом нефти, руб/т;

- объем дополнительно добытой нефти, тыс. т.

Для проведения данного анализа зададим диапазон изменения всех факторов в пределах ± 10% [27]. Наиболее информативным методом в анализе чувствительности является графический метод анализа, который визуально позволит оценить, какой из факторов оказывает наибольшее влияние на выполнение разработанного плана. В данном проекте будет построен нормированный график ЧДД. Базовые значения данных факторов приведены в таблице 5.7, по которым рассчитан исходный вариант разработанного плана, чистый дисконтированный доход которого равен 2329307 тыс. руб.

Рассчитывая новое значение любого отобранного фактора (например, цена реализации нефти), диапазон изменения которого составляет ± 10% от базисного уровня, и при этом, фиксируя другие факторы на базисном уровне рассчитываем новые значения ЧДД разработанного плана. Данную операцию проводим 8 раз, так как рассматриваются 8 факторов.

Таблица 5.7 - Базовые значения изменяемых факторов

Показатель	Значение
Цена на нефть, руб/т	8000
Объем дополнительно добытой нефти, тыс. т	797,9
Текущие производственные затраты, тыс. руб.	96956,4
Единовременные затраты на проведение метода, тыс. руб.	456500
Ставка налога на добычу полезных ископаемых, руб/т	2071
Вывозная таможенная пошлина, тыс. руб.	1010947
Курс доллара, руб/долл.	28
Транспортные расходы, связанные с экспортом нефти, руб/т	588

Данный вид анализа из-за большей наглядности проводят в графическом виде. Для удобства построим график чувствительности в отклонениях (рисунок 5.4) по данным таблицы 5.8.

Таблица 5.8 - Результаты расчета отклонений ЧДД от базового значения в процентах при изменении рассматриваемых факторов на ± 10%

-10%

Базовый

10%

Цена на нефть, руб/т

ЧДД, тыс. руб.

-10,3

10,3

Объем дополнительно добытой нефти, тыс. т

ЧДД, тыс. руб.

-14

Текущие производственные затраты, тыс. руб.

ЧДД, тыс. руб.

0,3

-0,3

Единовременные затраты на проведение метода, тыс. руб.

ЧДД, тыс. руб.

-2

Ставка налога на добычу полезных ископаемых, %

ЧДД, тыс. руб.

5,1

-5,1

Вывозная таможенная пошлина, тыс. руб.

ЧДД, тыс. руб.

3,2

-3,2

Курс доллара, руб/долл.

-8,9

8,9

Транспортные расходы, связанные с экспортом нефти, руб/т

0,7

-0,7

На рисунке 5.4 представлен график нормированной чувствительности ЧДД разработанного плана.

Рисунок 5.4 - Нормированная чувствительность ЧДД плана к исследуемым факторам

Таким образом, в данной главе произведен расчет и анализ экономических показателей эффективности по скважинам переходящего фонда с прогнозом на 4 года. Получено, что срок окупаемости затрат на проведение ГРП составляет около четырех месяцев, а чистый дисконтированный доход проекта за 4 года составит - 2,329 млрд. руб. Также выполнен анализ чувствительности проекта при изменении на ± 10% основных экономических факторов. Получено, что проект наиболее чувствителен к изменению дополнительной добычи нефти (ЧДД изменяется на 14%), цены на нефть (ЧДД изменяется на 10,3%), курса доллара (ЧДД изменяется на 8,9%) и ставки налога на добычу полезных ископаемых (ЧДД изменяется на 5,2%).

6. Безопасность и экологичность проекта

.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей

Процесс ГРП характеризуется повышенной опасностью из-за наличия большого количества техники, нахождения людей в опасной зоне, высокого давления, применения в качестве рабочего агента горючих жидкостей, шума от спецтехники. Кроме того, все работы по ГРП ведутся на больших скоростях закачки жидкости [28].

Жидкости гидроразрыва, как и углеводородное сырье, на котором они готовятся, по степени воздействия на организм человека относятся к IV классу опасности. При попадании жидкости на кожу и другие части тела ее следует удалить с помощью ветоши, а загрязненные участки промыть водой с мылом [29].

Все эти факторы требуют от всех участников процесса предельного внимания, осторожности, соблюдения техники безопасности, пожарной безопасности.

Категории помещений по взрывопожарной и пожарной опасности принимаются в соответствии с таблицей 6.1 по НПБ 105-03.

Таблица 6.1 - Категория помещения по взрывобезопасности

Категория помещения	Характеристика веществ и материалов, находящихся (обращающихся) в помещении
Б взрывопожароопасная	Горючие пыли или волокна, легковоспламеняющиеся жидкости с температурой вспышки более 28⁰С, горючие жидкости в таком количестве, что могут образовывать взрывоопасные пылевоздушные или паровоздушные смеси, при воспламенении которых развивается расчетное избыточное давление взрыва в помещении, превышающее 5 кПа
В1 - В4 пожароопасные	Горючие и трудногорючие жидкости, твердые горючие и трудногорючие вещества и материалы (в том числе пыли и волокна), вещества и материалы, способные при взаимодействии с водой, кислородом воздуха или друг с другом только гореть, при условии, что помещения, в которых они имеются в наличии или обращаются, не относятся к категориям А или Б

На нефтегазодобывающих предприятиях из нефти и нефтяного газа выделяются опасные различные компоненты. При вдыхании их или попадании в желудочно-кишечный тракт может произойти отравление людей. Показатели пожароопасности и токсичности сырья сведены в таблицу 6.2. Категории молниезащиты и тип зоны защиты для рассматриваемого объекта по РД 34.21.122-87 представлены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 - Категории молниезащиты и типы зоны защиты

Здания и сооружения	Местоположение	Тип зоны защиты при использовании стержневых и тросовых молниеотводов	Категория молниезащиты
Здания и сооружения или их части, помещения которых согласно ПУЭ относятся к зонам классов В - I и В - II	На всей территории	Зона А	I
То же классов В - Iа, В - Iб, В - IIа	В местностях со средней продолжительностью гроз 10 ч в год и более	При ожидаемом количестве поражений молнией в год здания или сооружения N > 1 - зона А; при N £ 1 - зона Б	II

.2 Мероприятия по технике безопасности

Рассмотрим сначала мероприятия по электробезопасности. На объектах нефтедобычи существует опасность поражения электрическим током. Приводные двигатели станков - качалок, дизель - генераторы, линии электропередач (ЛЭП), трансформаторы, ТЭНы (трубчатые - электронагреватели) - вот возможные источники поражения электротоком. Напряжение промысловой сети 380В. Напряжение трансформаторов ТМП и ТМПН (применяемых для повышения напряжения для УЭЦН) до 6000 В.

В качестве мер для защиты от высокого напряжения на промысле широкое применение получили: защитное заземление, защитное зануление, защитное отключение по ГОСТ 12.1.030-81.

Устранение опасностей достигается, если токопроводящие части достаточно изолированы или защищены от прикосновения.

При выходе горячей воды, в случае негерметичности или повреждения, может быть оказано отрицательное влияние на работоспособность приборов КИПиА, вследствие этого необходимо регулярно производить контрольные обходы с проверкой герметичности труб отопления.

Для защиты от воздействия электрического поля применяют защитные металлические экраны, костюмы из металлизированной ткани, снабженные гибким проводом для заземления. При работе в зоне воздействия электрического поля необходимо соблюдать нормы пребывания работающих в зоне влияния. На скважинах должны быть предусмотрены штепсельные розетки для подключения электрооборудования агрегатов при производстве ремонтных работ. Измерения сопротивления изоляции какой-либо части электроустановки могут производиться только после полного снятия напряжения.

При дистанционном управлении электродвигателями в наружных установках обслуживающий персонал должен пользоваться диэлектрическими перчатками как основным защитным средством. В качестве дополнительного защитного средства в этих условиях должны применяться резиновые боты [33, 31].

На месторождениях используется электрооборудование класса II (для внутренней и наружной установки). Потребители электроэнергии центральный пульт управления, дозаторы, смесители, имеют контур заземления, подключаемый к заземлению кустового оборудования для исключения поражения персонала электрическим током. Данные точки оснащены порошковыми или углекислотными огнетушителями, которые могут тушить объекты под напряжением.

Операция по ГРП относятся к категории опасных, для обеспечения пожаро- и взрывобезопасности используют целый комплекс мероприятий.

Установленный пакер и НКТ проверяют на герметичность давлением Р = 30 МПа для предупреждения выбросов при ГРП, так же проверяют превентор при давлении Р = 10 МПа. Закончив работы в скважине, проводят подготовительные работы на поверхности: очищают от нефти и грязи устье скважины, мостки буровой, технологическое оборудование. Площадку для размещения техники и оборудования, в случае ее замазученности, засыпают песком и профилируют (выравнивают). Автомобили располагают в соответствии с требованиями техники безопасности по утвержденной схеме.

Емкости на пневмоходу для приготовления и хранения жидкостей разрыва (сырая нефть, дизельное топливо, гелеобразное дизтопливо и так далее), учитывая их повышенную пожароопасность, располагают на некотором удалении от агрегатов. Емкости с большим объемом устанавливают (до 60 м) на специальные «лапы», имеющие жесткую связь и большую площадь опоры для предотвращения потери устойчивости при наполнении.

В целях пожарной безопасности все емкости сверху облиты теплоотражающим материалом, имеют защитное заземление связанное с контуром заземления кустового оборудования. Помимо этого они оборудуются: герметичной крышкой с предохранительным клапаном для регулирования давления внутри резервуара; пожарным щитом с оборудованием; ящиком с песком; противоупорами; лестницей и площадкой с перилами для исключения падения обслуживающего персонала во время контроля за уровнем заполнения. Перед гидроразрывом линию от резервуаров к смесителям и скважине проверяют на отсутствие утечек [31].

В целях противопожарной защиты выхлопные трубы работающих двигателей и установок оборудуются искрогасителями. Если данных мер недостаточно (ветер, близость расположения емкостей с горючими веществами и так далее), монтируют специальные выкидные линии для отвода выхлопных газов за пределы опасной зоны. В процессе работы насосов необходимо постоянно контролировать параметры работы двигателей (температуру, давление, число оборотов и так далее). Все контрольные приборы установлены непосредственно на силовой установке.

Во время подготовки и самого процесса ГРП на кустовой площадке постоянно дежурит пожарная машина, готовая в любой момент приступить к тушению пожара. В частности при проведении ГРП можно встретить 2 класса зон: зона класса В-1А - замерное устройство «Спутник» и зона класса В-1Г - устье скважины, пространство у предохранительных и дыхательных клапанов, емкостей и технологических аппаратов с легковоспламеняющимися жидкостями. Работники пользуются только исправными инструментами, приспособлениями, и приборами, не дающими искр. Нельзя отогревать нефтяное оборудование открытым огнем. Легковоспламеняющиеся и горючие жидкости хранятся в специально отведенном месте. При организации ремонтных работ следует строго придерживаться Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности по ППБО-0137085.

Члены бригады обязаны знать правила противопожарной безопасности, расположение противопожарного инвентаря, оборудование и номер телефона пожарной части. Курить разрешается только в специально отведенных и оборудованных местах, имеющих надпись «Место для курения» [28]. В качестве огнегасящих средств на предприятии используется вода, химическая и воздушно-механическая пены, песок и другие материалы. Многие объекты добычи, сепарации и транспортирования нефти и газа обеспечиваются углекислотными огнетушителями и набором простейшего противопожарного инвентаря. Огнетушители, получившие распространение на объектах нефтяной и газовой промышленности:

· ОХП-10 (огнетушитель химической пенный);

· ОВП-5, ОВП-10 (воздушно-пенные огнетушители);

· ОУ-2, ОУ-5, ОУ-8 (ручные углекислотные огнетушители);

· ОА-1, ОА-3 (аэрозольные огнетушители);

· ОУБ-3, ОУБ-7 (углекислотно-бромэтиловые огнетушители);

· ОПС-6 и ОПС-10 (порошковые огнетушители).

Используемые средства индивидуальной защиты для оператора по исследованию скважин, оператора по добыче нефти и газа, слесаря КИПиА, помощника бурильщика, бурильщика ПКРС, машиниста А-50 и ИТР следующие: костюм хлопчатобумажный (летний) по ГОСТ 17222-1 (тн), комбинезон по ГОСТ 12.4.039-78, сапоги кирзовые (пробитые медными заклепками) по ГОСТ 5394-74 (3), очки защитные; костюм ватный (зимний) по ГОСТ 18235-2 (тн), рукавицы меховые, валенки на резиновой подошве по ТУ 17 РСФСР 11-39-20 (МВ), шапка меховая, рукавицы хлопчатобумажные по ГОСТ 12.4.010-75, пуховик по ГОСТ 4432-71, подшлемник по ТУ 17-08-149-81, каска защитная по ОСТ 39-124-82, респиратор фильтрующий «лепесток» ГОСТ 12.4.010, аптечка медицинская.

При проведении ГРП должны применяется следующие правила техники безопасности. В соответствии с правилами проведения работ к работе допускаются лица, достигшие 18 лет, прошедшие медицинское обслуживание, инструктаж, производственное обучение, стажировку, проверку знаний комиссией, назначенной для данного подразделения приказом по предприятию. Рабочие перед проведением ГРП должны пройти инструктаж по технике безопасности и электробезопасности.

Агрегаты, применяемые на ГРП, рассчитаны на давления, превышающие максимальные рабочие. Механизмы, устройства и измерительные приборы должны иметь удобный и безопасный доступ. Все движущиеся части механизмов агрегата обеспечиваются металлическими ограждениями. Площадки агрегатов, с которых обслуживается оборудование, ограждаются на высоту не менее одного метра. Для подъема на платформу агрегата предусматривается лестница с перилами или подножки.

Обвязка из труб должна быть рассчитана на высокое давление. Запорная аппаратура на трубопроводах обвязки должна быть легко управляемой усилием одного человека. Вблизи гидравлической части насоса на нагнетательном трубопроводе размещают предохранительный клапан с отводной трубкой для сброса жидкости. Отвод от предохранительного устройства установленного на насосе, закрывается кожухом и выводится под агрегат. Агрегаты для ГРП устанавливаются на расстоянии не менее десяти метров от устья скважины так, чтобы расстояние между ними было не менее одного метра, а кабины не были обращены к устью скважины. На насосных скважинах отключают привод, затормаживают редуктор и вывешивают плакат «Не включать! Работают люди» [32].

Использование импульсных трубок позволит расположить манометры на расстоянии, безопасном для наблюдения за их показаниями. Если при ГРП есть возможность повышения давления выше допустимого для эксплуатационной колонны данной скважины, то проводится пакерование колонны. Нагнетательные трубопроводы подвергаются опрессовке на давление, в 1,5 раза больше ожидаемого максимального давления при гидроразрыве. При опрессовке люди должны быть удалены за пределы опасной зоны.

Клапанные коробки гидравлической части насоса должны ограждаться кожухами. Люки бункеров и цистерн должны закрываться откидными крышками и решетками [33].

Приемный и нагнетательный трубопроводы надежно закрепляются на агрегатах с применением резиновых или деревянных «подушек». Выхлопные трубы двигателей агрегатов и других машин обеспечиваются глушителями с искрогасителями и нейтрализаторами выхлопных газов и выводятся на высоту не менее двух метров от платформы агрегатов. ГРП осуществляют под руководством ИТР по утвержденному плану. Необходимо предусмотреть надежную связь между руководителями работ и персоналом, обслуживающим агрегаты. Агрегаты включают только после удаления людей, не связанных непосредственно с выполнением работ у агрегатов, за пределы опасной зоны.

Во время закачки и продавки жидкости при ГРП нахождение людей возле устья скважины и у нагнетательных трубопроводов запрещается.

При работе агрегатов запрещается ремонтировать их, крепить обвязку или устранять пропуски в запорной арматуре. Перед отсоединением трубопроводов от устьевой аппаратуры, на ней закрывают краны. Основное условие безопасности при производстве ГРП на скважинах - соблюдение трудовой и производственной дисциплины работающими [31].

.3 Мероприятия по промышленной санитарии

Основные рамы боксов под комплектными машинами, агрегатами выполнены так, чтобы исходящая от машин вибрация улавливалась, и усилия были безопасно отведены от фундаментов. Вследствие установки воздушных компрессоров и сооружений в виде бокса, по всей вероятности недопустимых вибраций ожидать не следует.

Источниками шума и вибрации на нефтепромысле являются: лебедка (до 96 дБ); двигатели внутреннего сгорания, электродвигатели (до 100 дБ); элементы вентиляционных установок, трубопроводы для перекачки нефти и газа (более 120 дБ). Для снижения шума до предельно допустимого уровня рекомендуется применять индивидуальные средства защиты - антифоны, наушники [28].

Работы по проведению ГРП производятся на открытом воздухе. Это говорит о воздействии на работников широкого диапазона метеорологических условий, которые подвержены сезонным и суточным колебаниям. Поэтому параметры микроклимата могут являться как опасными, так и вредными производственными факторами.

Запрещается начинать процесс ГРП при температуре воздуха - 28 ⁰С и ниже, или же когда температура с учетом ветрового фактора составляет - 28 ⁰С и ниже. ГРП производится на открытом воздухе, только в дневное время при естественном освещении.

При проведении данного мероприятия следует учитывать следующие требования: световой поток должен достаточно ярко и равномерно освещать рабочее место, чтобы глаз без напряжения различал нужные ему предметы и не испытывал слепящего действия от чрезмерной яркости как источника света, так и отражающих поверхностей [31].

.4 Мероприятия по охране окружающей среды

Основными источниками выделения в атмосферу загрязняющих веществ являются скважины с замерными устройствами (их задвижки и фланцевые соединения), сепараторы различных типов, а также дренажные емкости и насосы. На территории кустовой насосной станции расположены свеча рассеивания и факел сжигания газа.

Различаются следующие группы источников выбросов загрязняющих веществ: неорганизованные (кусты скважин, сепараторы, дренажные емкости, открытые насосы, насосные, сварочные посты, склады ГСМ и другие; организованные (факельная установка, свечи рассеивания газа) [34].

В настоящее время при эксплуатации производственных объектов на Мало-Балыкском месторождении выбрасывается 14 наименований загрязняющих веществ: диоксид азота; оксид азота; оксид углерода; ангидрид сернистый; метан; углеводороды предельные С₁ - С₁₀; сажа; сероводород; железа оксид; марганец и его соединения; пыль неорганическая (SiO₂ 70 - 20%); фтористые соединения; плохорастворимые неорганические фториды; бенз/а/пирен. Их суммарный выброс составляет - 10360,05 тонн в год.

Мероприятия по предотвращению аварийных выбросов вредных веществ в атмосферу: полная герметизация системы сбора и транспорта нефти; стопроцентный контроль швов сварных соединений трубопроводов; защита оборудования от коррозии; оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное, с учетом требований «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов под давлением»; испытание трубопроводов и оборудования на прочность и герметичность после монтажа; перед остановкой оборудования на ремонт предусмотрен сброс жидкости из аппаратов в подземную емкость; проектирование объектов с высокой степенью автоматизации.

Также необходимо: наличие плана действий в аварийных и нештатных ситуациях; автоматизация технологических процессов; безрезервуарная откачка нефти; установка конденсатосборников на факелах газопроводов.

Контроль за состоянием атмосферы на объектах предприятия рекомендуется согласно ОНД-90 вести по двум основным направлениям: контроль за выбросами загрязняющих веществ на источниках; контроль за соблюдением норм допустимых выбросов вредных веществ [35].

На территории Мало-Балыкского месторождения на основании проведенных расчетов и инвентаризации на 2002 год выявлено отходов производства и потребления в объеме 73,663 т/год: I класса опасности (лампы люминесцентные, ртутьсодержащие) - 0,035 т; II класса опасности (масла моторные, гидравлические, трансмиссионные, отработанные) - 0,627 т; III класса опасности (остатки нефтедобычи, загрязненные нефтью) - 25,895 т; IV класса опасности (пищевые отходы столовых, отходы бумаги, картона и изделий из них, лом, стружка черных металлов (металлолом огарки сварочных электродов стеклянные и керамические электро-, радиодетали (электро-, радиолампы, кинескопы и так далее (лампы накаливания), резиноасбестовые изделия (паронит), одежда старая, ветошь, спецодежда незагрязненная, мусор бытовой от предприятий (ТБО) не загрязненный, отходы кухонь и столовых) - 47,106 т [30].

Для обеспечения экологической безопасности при проектировании строительства скважин согласно РД 39-0148070-003/1-98 «Производство буровых работ и охрана окружающей природной среды при эксплуатационном и разведочном бурении на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» предусмотрены дополнительные природоохранные мероприятия: применение безамбарного метода бурения с использованием установки по очистке буровых растворов, обезвоживанию и очистке бурового шлама; устройство вторичной дамбы обвалования; повторное использование воды, необходимой для строительства скважин; устройство площадки для хранения загрязненных почв, снега; применение малотоксичных буровых растворов.

Жидкие отходы помещаются во временную гидроизолированную земляную емкость для последующей откачки в нефтесборный коллектор [36].

Все технологические площадки и устье скважины необходимо оборудовать лотками, поддонами и устройствами дренажа для сбора аварийных утечек и буровых сточных вод с последующим их использованием.

Перевозка материалов и химических реагентов должна производиться специализированным автотранспортом и в таре, исключающей их попадание в окружающую среду [36].

Жидкости для обработки скважин должны быть отфильтрованы и регенерированы, а отработанные кислоты и жидкости для ремонта скважин - химически нейтрализованы перед сбросом в разрешенных или подходящих местах за пределами площадки.

Лом черных металлов, металлическую стружку, металлическую пыль следует собирать на площадке с твердым покрытием. Промасленную ветошь, промышленный мусор необходимо накапливать в отдельных контейнерах.

Сбор, размещение и утилизацию ТБО следует проводить в соответствии с требованиями, предусмотренными СанПиН 42-128-4690-88 «Санитарные правила содержания территории населенных мест» [31, 33].

Таким образом, в данном разделе затронуты вопросы по обеспечению безопасности работающих и соблюдение требований по охране окружающей среды при производстве работ ГРП, выданы рекомендации по уменьшению и снижению вредных производственных факторов. Рассмотрены организационные мероприятия по созданию безопасных условий труда при процессе ГРП.

Проанализирована экологическая ситуация на объектах добычи ООО «РН-Юганскнефтегаз», приведены основные мероприятия, проведенные по направлению повышения экологической безопасности при добыче нефти и при проведении работ ГРП на кустовых площадках.

Соблюдение и использование всех перечисленных мероприятий в дипломном проекте является гарантом надежной и безопасной работы оборудования и персонала производящего столь сложные операции по гидроразрыву.

Заключение

Изучение геологического строения Мало-Балыкского месторождения свидетельствует, что основные продуктивные пласты имеют аномально низкое среднее значение проницаемости пород-коллекторов (0.004 мкм²) и высокую пластовую температуру (86 ^оС), пористость в среднем составляет 18%. По классификации А.А. Ханина коллекторы пластов БС_16-22 относятся - к V классу. Поэтому основным мероприятием, позволяющим вести эффективную разработку объекта БС_16-22, является гидроразрыв пласта. Разработка значительной части площади нефтеносности нерентабельна без применения ГРП.

Анализ показал, что применение технологии ГРП для разработки ачимовской толщи является успешным. При этом падение текущей обводненности сразу после проведения гидроразрыва говорит об эффективности ГРП не только как метода интенсификации, но и как метода увеличения области дренирования добывающих скважин.

На объекте БС_16-22 проведено 698 скважино-операций гидроразрыва. Из них 72 ГРП проводились повторно. ГРП применяется для устранения скин-эффекта и интенсификации притока жидкости к скважинам. Проведение ГРП позволило получить средний прирост дебита скважины по нефти 35 т/сут. при незначительном росте обводненности на 3% в год.

В дипломном проекте произведен анализ ГРП по основному эксплуатационному объекту БС_16-22 и выработаны следующие основные рекомендации по повышению эффективности его дальнейшего применения: для дальнейшего внедрения на месторождении рекомендуется проведение повторных ГРП; при планировании ГРП необходимо осуществлять опережающее увеличение закачки воды вблизи скважин претендентов (особое внимание стоит уделить скважинам вертикальных рядов); наибольший установившийся прирост дебита жидкости и нефти достигается при числе проппанта, лежащего в интервале 1 - 5; наиболее эффективными, с точки зрения прироста дебита нефти и продолжительности эффекта, являются ГРП на скважинах, вскрывающих от 15 до 20 пропластков; рекомендовано закачивать от 2 до 4 тонн проппанта на 1 метр высоты трещины; получен оптимальный интервал полудлины для Ачимовских пластов (полудлина трещины 80-120 м).

Произведен анализ экономической эффективности по скважинам переходящего фонда и произведен прогноз на 4 года. Получено, что срок окупаемости затрат на ГРП составляет около четырех месяцев, индекс доходности - 6,1, а ЧЧД проекта составляет - 2,329 млрд.руб.

Выполнен анализ чувствительности проекта при изменении на ± 10% таких основных экономических факторов. Получено, что проект наиболее чувствителен к изменению дополнительной добычи нефти (ЧДД изменяется на 14%), цены на нефть (ЧДД изменяется на 10,3%), курса доллара (ЧДД изменяется на 8,9%) и ставки налога на добычу полезных ископаемых (ЧДД изменяется на 5,2%).

Также рассмотрены и предложены меры по охране труда и окружающей среды. Наибольшая опасность при проведении ГРП связана с применением в скважине технологии высокого давления.

нефть балыкский гидравлический пласт

Список использованных источников

1 Подсчет запасов нефти и растворенного газа Малобалыкского месторождения Нефтеюганского района Тюменской области по состоянию на 01.01.1988 г. Тюмень, 1988

2 Малярова Т.Н. Отчет по созданию геологических моделей Западно-Малобалыкского, Малобалыкского и южной части Среднебалыкского месторождений /Т.Н. Малярова, В.Е. Копылов. - Москва, 2003.

Дьяконова Т.Ф. Разработка алгоритмов оценки подсчетных параметров коллекторов продуктивных отложений Малобалыкского месторождения /Дьяконова Т.Ф. - ОАО «ЦГЭ», Москва, 1998.

Технологическая схема разработки Малобалыкского месторождения. Отчет о НИР (Д.11.89.89.81.19.00) / ВНИИЦ «Нефтегазтехнология», Тюмень, 1990.

Справочник по геологии нефти и газа. - М.: Недра, 1984. - 214 с.

6 ГОСТ 9965-76. Общие правила и нормы. Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий.

7 Чоловский И.П. Спутник нефтегазопромыслового геолога /И.П. Чоловский. - Справочник под ред. - М.: Недра, 1989. - 14 с.

8 Анализ разработки Малобалыкского месторождения, СибНИИНП, Тюмень, 2002 г.

9 Economides M., Oligney R., Valko P. “Unified Fracture Design: Bridging the Gap Between Theory and Practice” /M. Economides, R. Oligney, P. Valko. - Orsa Press, Alvin, Texas, 2002.

10 Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Учебник для ВУЗов /В.С. Бойко - М.: Недра, 1990 г.

11 Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти /В.И. Щуров. - М.: Недра, 1983 г.

Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин /В.Г. Уметбаев. - М.: Недра, 1989 г.

Каплан Л.С., Семенов А.В., Разгоняев Н.Ф. Развитие техники и технологий /Л.С. Каплан, А.В. Семенов, Н.Ф. Разгоняев. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1998 г.

Каневская Р.Д. «Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта» /Р.Д. Каневская.- М.: Недра, 1999 г.

15 Инструкция по безопасному ведению технологического процесса ГРП техникой комплекта «Катконефть». Нефтеюганск, управление КРС «Интрас», 1993 г.

16 РД39-0148070-003/11-97. Технологический регламент на проведение работ по интенсификации притока нефти путем ГРП в процессе строительства и КРС на месторождениях ОАО «ЮНГ». СибНИИНП, Тюмень 1997 г.

Могучев А.И. Оборудование для эксплуатации и подземного ремонта скважин: Учеб. пособие /А.И. Могучев. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005. - 74 с.

Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти: Учебное пособие для техникумов /И.Т. Мищенко. - М.: Недра, 1989. - 245 с.

Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта: Учебное пособие /П.М. Усачев. - М.: Недра, 1986. - 165 с.

Мищенко И.Т. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учеб. пособие для вузов /И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.И. Богомольный. - М.: Недра, 1984. - 272 с.

Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. Учебник для техникумов, 3-е изд., перераб. и доп. /А. М. Юрчук, А.3. Истомин.- М.: Недра, 1979. - 271 с.

Cinco-Ley H., Samaniego-V., F. and Dominguez, N.: “Transient Pressure Behavior for a Well With a Finite Conductivity Vertical Fracture” /H. Cinco-Ley, F. Samaniego-V., N. Dominguez. - Soc. Pet. Eng. J. (Aug., 1978).

23 Курамшин Р.М.: «Методика технико-экономического прогнозирования эффективности проведения ГРП», «Нефтепромысловое дело» 4, 1999.

24 Методические рекомендации ОАО НК «Лукойл» «Методика расчета показателей оценки экономической эффективности ГТМ на добывающих скважинах» МУ-001-05, 2005 год.

25 Коссов В.В. Методические положения по оценке эффективности инвестиционных проектов: (Вторая редакция) /В.В. Коссов, В.Н. Лившиц, А.Г. Шахназаров. - М.: ОАО «НПО «Изд-во «Экономика», 2000. - 421 с.

Инструкция по распределению затрат на добычу нефти на условно-переменные и условно-постоянные. Нефтеюганск - Уфа, 2000 год. - 12 с.

Виленский П.Л. Оценка эффективности инвестиционных проектов: Теория и практика: Учеб. Пособие. - 2-е изд., перераб. и доп. /П.Л. Виленский, В.Н. Ливщиц, С.А. Смоляк. - М.: Дело, 2002. - 888 с.

28 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М., НПО «ОБТ», 1993 г.

29 Руководство по приготовлению и применению высокоэффективных жидкостей для проведения процесса ГГРП. - РД 39-082- 91, Краснодар, НПО «Бурение» - ВНИИКРнефть, 1991 г.

РД 153-39-023-97 Правила ведения ремонтных работ в скважинах, НПО «Бурение», 1997.

Панов Г.Е. Охрана труда при разработке нефтяных и газовых месторождений /Г.Е. Панов. - М.: Недра, 1982 г.

Сухов М.Н. Инструкция по безопасности труда при проведении гидравлического разрыва пластов /М.Н.Сухов. - СП «Катконефть», 1999 г.

Инструкция по безопасному ведению работ при разведке и разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сероводорода, 1989 г. Утверждена постановлением коллегии Госгортехнадзора СССР № 17 от 12.10.89 г.

Роев Г.А. Очистные сооружения. Охрана окружающей среды /Г.А. Роев - М.: Недра, 1993. - 281 с.

РД 39-133-94 Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на суше - М., Роснефть, НПО "Буровая техника", 1994.

Тронов В.П. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД /В.П. Тронов, А.В. Тронов. - Казань: Фэн, 2001. - 560 с.

Применение гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении

Применение гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении

Похожие работы на - Применение гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении