Анализ проведения и уменьшения продолжительности операций гидравлического разрыва пласта на Ем-Еговской площади Красноленинского месторождения

Работа из раздела: «Геология, гидрология и геодезия»

/

Курсовой проект

по Скважинной добыче нефти

Тема проекта: Анализ проведения и уменьшение продолжительности операций гидравлического разрыва пласта на Ем-Ёговской площади Красноленинского месторождения

Введение

Россия занимает одно из лидирующих в мире мест по объему запасов нефти. Предприятия нефтяного комплекса совместно с другими отраслями топливнно-энергетического комплекса составляют основу жизнеобеспечения всех отраслей экономики России и располагают всеми возможностями для устойчивой и высокоэффективной деятельности на принципах самофинансирования. Вместе с тем, положение дел в комплексе является крайне неблагополучным. Имеется устойчивая тенденция к снижению объема добычи нефти и нефтепродуктов, что может привести к необратимым изменениям в энергетическом балансе страны.

С 1988 года начался период последовательного снижения объема добычи (включая газовый конденсат), который с 570 млн.т. в 1987 году сократился до 316 млн.т. в 1997г.

В настоящее время в России открыто около 1900 нефтяных месторождений, более половины из которых введены в разработку. Обеспеченность добычи нефти в основных регионах находится в интервалах 20-70 лет. Прошедший период характеризуется качественным изменением состояния сырьевой базы, увеличением степени выработки крупных высокопродуктивных месторождений, ростом до 50% трудноизвлекаемых запасов нефти.

В ближайшей перспективе основной прирост добычи нефти возможен за счет интенсификации добычи дренируемых запасов и увеличения коэффициента нефтеотдачи на разрабатываемых площадях, ввода в активную разработку залежей с низкопродуктивными коллекторами, освоения нетрадиционных запасов. Доказано, что успешное освоение залежей способно обеспечить устойчивый рост на десятки лет.

Практическое решение проблем, связанных с интенсификацией нефтедобычи возможно лишь на базе активного внедрения новых и совершенствования существующих методов воздейсвия на пласт. Одним из универсальных средств повышения продуктивности скважин, увеличения коэффициента охвата, перевода в разряд рентабельных низкопродуктивных залежей является гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Впервые ГРП как средство повышения продуктивности скважин был предложен Ф. Р. Фаррисом в 20-х годах. Основой метода явился анализ особенностей закачки цементного раствора и воды в процессе строительства скважин. Первое пробное испытание технологии проведено в 1947 году на скважине №1 месторождения Клеппер в штате Канзас (США) фирмой “Станолинд “, однако существенного прироста добычи достигнуто не было. Развитие метода за рубежом связано с фирмой 'Халибертон ' (Наlliburtоп), которая приобрела лицензию на технологию процесса ГРП, и в 1949 году провела два успешных разрыва, значительно увеличивших продуктивность скважин. К1955 году объем работ достиг 3000 операций в месяц, к 1968 году было выполнено более 500000 гидроразрывов. Прирост извлекаемых запасов в США в результате применения ГРП составил 20-30%.

На месторождениях Западной Сибири интенсивное внедрение ГРП начато в 1990 году и связано с созданием в ОАО «Юганскнефтегаз» СП «Фракмастер». В результате первых работ на скважинах НГДУ «Майскнефтъ» и «Мамонтовнефтъ» получено увеличение дебита в 5 и более раз, это стимулировало развертывание работ в объединениях «Нижневартовскнефтегаз», «Сургутнефтегаз», «Лангепаснефтегаз», «Красноленинскнефтегаз», «Пурнефтегаз», «Ноябръскнефтегаз». Основой успеха в освоении метода явилось использование надежного высокопроизводительного оборудования зарубежного, главным образом американского, производства.

Совершенствование технологии ГРП и повышение эффективности его использования возможно только на основе глубокого изучения процессов разрыва реального пласта, особенностей его закрепления и степени влияния созданной трещины на характер дренирования участка залежи.

В данном курсовом проекте на примере Ем-Еговской площади ОАО «ТНК-Нягань» проведен анализ эффективности ГРП и предоставлены на рассмотрение предложения по сокращению сроков проведения операции ГРП, а следовательно увеличению количества дней в году, отработанных скважиной.

1. Общая часть

1.1 Характеристика района работ

В административном отношении Ем-Ёговская площадь расположена на территории Октябрьского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Месторождение находится на левом берегу реки Оби, которая, огибая его площадь коленообразной формой русла, протекает в северном, северо-западном направлениях. Следует сразу отметить, что этот левобережный участок является пологим, здесь отмечается обширный пойменный участок, ширина которого составляет 15-20 км (в районе месторождения). Пойма примыкает к месторождению в районе расположения Пальяновской площади. В связи с отмеченным фактором, площадь месторождения можно подразделить на два участка в геоморфологическом отношении. Пальяновская площадь (восточный участок) имеет абсолютные отметки рельефа от плюс 25 до 40 м., Ем-Ёговская площадь (западный участок) более приподнята, здесь отмечается большее колебание абсолютных отметок рельефа местности от плюс 40 до 170 м.

В целом территория месторождения представляет собой холмисто-увалистую равнину с глубокими долинно-балочными эрозийными системами. Отмечается общее воздымание рельефных форм местности в западном направлении. Гидрографическая сеть территории месторождения представлена значительным количеством рек и мелких ручьев. В южной части (практически по его южной границе) месторождения в широком направлении протекает река Тал с многочисленными протоками, наиболее крупный из них левобережный приток Таловый является одним из истоков реки и берет свое начало с площади месторождения, протекая в южном направлении. В районе скважины 15 река Тал впадает в реку Ем-Еган.

Река Ем-Еган протекает непосредственно по территории месторождения (Ем-Еговская площадь), протекает в широтном, юго-восточном направлениях и своими притоками охватывает практически всю площадь Ем-Еговского участка. Наиболее крупный из притоков река Малый Ем-Еган является основным истоком реки. В северной части Ем-Еговской площади протекает и берет свое начало река Потымец. Она протекает также в широтном направлении, но в районе скважин 14 и 162 она резко меняет свое течение на северное и там впадает в реку Хугот. Как уже отмечалось, в восточной части площади протекает река Обь с многочисленными притоками и протоками, из которых наиболее крупная протока Ендырская протекает практически вдоль восточной границы месторождения в северном направлении.

Озера развиты на всей территории площади, приурочены они в основном к пойменным и заболоченным участкам местности. Из наиболее крупных можно отметить такие как Холодное (2*1 км.),расположенное в центральной части месторождения и озера Большое Ем-Еховское (4*4 км.) и Малое Ем-Еховское (2,5*3 км.), расположенные в южной части рассматриваемого района. Несколько восточнее их расположено озеро Большой Сор.

Заболоченные участки местности развиты в основном в верховьях рек и в пойменной части левобережья реки Обь. Болота непроходимые и труднопроходимые. Как правило, они изобилуют значительным количеством мелких и незначительных по площади озер.

Расстояние от восточных границ площади до реки Обь составляет 15-20 км.

Ем-Еговская площадь расположена в лесной зоне, в пределах которой растительность представлена преимущественно сосновым и кедрово-еловым лесом.

Обзорная карта района работ.

На заболоченных участках преобладает смешанный лес. Хвойные породы деревьев развиты в пределах болотных массивов и пойменных участков реки Оби, на приподнятых участках местности, холмах, которые именуются “Урочищами”.

Климат района резкоконтинентальный с продолжительной холодной зимой и коротким, достаточно теплым летом. Среднегодовая температура минус 1,8 ⁰С. Средняя температура самого холодного месяца-января составляет минус 25⁰С (с минимальным понижением до минус 35-40⁰С), а средняя температура июля плюс 15⁰С (с максимумом до плюс 30⁰С).

Среднегодовое количество осадков колеблется от 450 до 500 мм., из которых большая часть приходится на весенне-осенний периоды. Мощность снегового покрова в среднем составляет 0,8-1,0 м., достигая 1,5 м. в пониженных участках местности.

Ледостав на реках начинается в октябре, а их вскрытие происходит в конце апреля, в начале мая.

Рассматриваемый район практически не обжит. Непосредственно на площади месторождения населенных пунктов нет. Ближайшим населенным пунктом, расположенным в юго-восточной части, является поселок Пальяново, лежащий в устье реки Ендырь, на южном берегу озера Большой Сор.

В северной части месторождения (10-15 км. севернее его границ) расположены поселки Сосновый и Лиственный. Более крупные населенные пункты расположены на реке Оби - Красноленинский, Урманный, Кеушки, Сосново и другие.

Почвы в районе работ подзолисто-аллювиальноглеевые, на заболоченных участках местности развиты торфяные почвы. Различные виды аллювия и песчанно-гравийной смеси развиты в речных долинах и пойменных террасах.

1.2 История освоения месторождения

ОАО 'ТНК-Нягань' разрабатывает гигантское Красноленинское нефтегазоконденсатное месторождение. В составе Красноленинского месторождения выделяются площади: Талинская, Ем-Еговская, Пальяновская, Каменная, Ингинская, Восточно-Ингинская, Сосново-Мысская, Лебяжья и ряд других. Нефтеносность территории установлена в 1962 году скважиной № 13 Каменной площади, когда при испытании юрских отложений в открытом стволе был получен фонтанный приток нефти дебитом 136 м3/сут.

Месторождение открыто Главтюменьгеологией в 1971 году поисковой скважиной 2, пробуренной в зоне сочленения куполов Ем-Еговской структуры. При опробовании отложений Тюменской свиты (ЮК2-7) с абсолютных глубин 2260-2302 м. в указанной скважине получен приток нефти дебитом 164 м3/сут. на восьми миллиметровом штуцере. Одновременно была выявлена водоплавающая залежь нефти в пластах ВК1-2 викуловской свиты апт-альбского возраста, разработка которой начата в 1980 году.

Позднее часть добывающих скважин была пробурена на тюменскую свиту. Однако, более 80% из их числа оказались низкодебитными и эксплуатационное бурение на отложение тюменской свиты было приостановлено.

В последнее время эксплуатационное разбуривание нефтяной залежи юрского возраста было возобновлено по методике бурения оценочных скважин в пределах участков площади со скважинами, давших промышленные притоки нефти (скважины 1, 2, 7 и другие), а также по рекомендации ЦГЭ в пределах участков с повышенными скоростями ПАК, которые, по мнению авторов рекомендации, соответствует фациальным зонам распространения коллекторов.

Таким образом, бурение эксплуатационных скважин подтвердило мнение о достаточно сложном геологическом строении выявленных залежей нефти в отложениях юрского и нижнемелового возраста. Необходимость проведения доразведочных работ обосновывается сложным литологическим составом коллекторов и мозаичным рисунком их распространения, особенно по пластам викуловской свиты, напоминающие “рябчик” месторождений нижневартовского нефтегазоностного района (пласт АВ13).

Важное значение для проведения доразведочных работ имеет факт получения сведений о более широком распространении нефтеносности отложений баженовской и абалакской свит. При этом прослеживается связь промышленной нефтеносности и блоковым строением исследуемых участков месторождения. Сложная тектоника площади, широкое развитие зон трещиноватости, разуплотнения и дробления на участках сочленения структур в сочетании с мозаичным распространением коллекторов тюменской и викуловской свит, наличие узких работающих интервалов в верхнеюрском разрезе создает сложную картину геологического строения рассматриваемой площади и затрудняет проведение эксплуатационного бурения.

За десятилетия проведения ГРР и разработки накоплен огромный массив информации о геологическом строении района и особенностях эксплуатации объектов месторождения. В настоящее время заканчивается работа по составлению геологической (включая геолого-статическую и гидродинамическую составляющие) модели Красноленинского НГМ.

Началом разработки Красноленинского месторождения считается 1980 год, когда была введена в пробную эксплуатацию поисковая скважина № 2 Ем-Еговской площади. Начальные дебиты составляли 15-25 т/сут нефти, как потом оказалось, из интервалов пласта ЮК-1 абалакской свиты Разрез юрских отложений в этой скважине вскрыт открытым стволом. Долгое время считалось, что наибольшей продуктивностью обладают тюменские отложения.. За 1980 год было извлечено 4253 т безводной нефти. Скважина эксплуатировалась в фонтанном режиме. Максимальный дебит при испытании - 164 м3/сут нефти на 8 мм при депрессии 62 атм. Более низкие параметры эксплуатации объясняются технологическими причинами. Основанием для проведения работ считалась работа СибНИИНП «Принципиальная схема опытной эксплуатации месторождений Красноленинского района» (1978 г.), в свое время не утвержденная ЦКР МНП СССР, которая ограничилась рекомендацией выделить опытный участок с бурением 270 скважин по девятиточечной системе 450*450. Однако до настоящей реализации этой схемы тогда дело не дошло, и дело ограничилось лишь пробной эксплуатацией поисково-разведочных скважин.

Регулярная разработка месторождения была начата в 1982 году. Максимальная добыча достигнута в 1989 г. (13,5 млн. т), когда было введено более половины скважин объекта ЮК10-11. Начиная с 1988 года отмечается резкий рост обводненности, которая стабилизируется с начала 90-х годов на высоком уровне - 85-90 %. Рост обводненности и снижение продуктивности скважин привели к резкому и существенному снижению добычи нефти в середине 90-х годов. Минимальный уровень добычи был зафиксирован в 1998 году - 2,524 млн. тонн. За последние годы наметился некоторый рост, однако для существенного увеличения добычи нефти необходимы более значительные усилия.

2. Геологическая часть

2.1 Геологическое строение месторождения

Доюрские образования

В составе фундамента, образующего структурный нижний этаж, установлены докембрийские, палеозойские и триасовые породы. Докембрийские образования представлены биотитовыми, ритосерицитовыми, кварцитсерицитовыми сланцами и амфиболитами. Палеозойские породы доюрского основания представлены сланцами, кварцитовыми песчаниками, туфо-песчаниками, зеленокаменными измененными базальтами, осадочно-вулканогенными и др. образованиями.

Триасовые вулканогенно-осадочные породы Туринской серии, слагающие промежуточный этаж, выполняют роль днища грабено-образных впадин. Они представлены красноцветными, темно-серыми аргиллитами, песчаниками, конгломератами и туфогенными породами.

Юрская система

Отложения юрского осадочного комплекса залегают на породах коры выветривания и фундамента с угловым и стратиграфическим несогласием. Отложения нижнего, среднего и частично верхнего отделов юрской системы объединяются в тюменскую свиту. В составе верхнего отдела выделяются абалакская, георгиевская и баженовская свиты.

Тюменская свита

Тюменская свита повсеместно залегает в основании мезо-кайнозойского платформенного чехла. Она подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита слагается валунно-гравийными и песчано-глинистыми породами. Ей подчинены пласты ЮК10 и ЮК11. Средняя подсвита представлена переслаиванием мелкозернистых песчаников, местами замещённых почвами, прослоями углей и алевролитов с аргиллитами. В пределах толщ выделяются песчаные пласты ЮК4-ЮК9. Простирание пластов прерывистое. Верхняя подсвита слагается песчано-алевролитоглинистыми отложениями, формировавшимися в прибрежно-морской обстановке. Ей подчинены пласты ЮК2-ЮКЗ. Толщина тюменской свиты варьируется от 0 до 350 м.

Абалакская свита

Свита сложена слабоуглистыми темно-серыми нередко слюдистыми буровато-серыми аргиллитами. Толщина свиты 0-37м.

Георгиевская свита

Отложения свиты представлены серыми, зеленовато-серыми аргиллитами. Толщина свиты от 0 до 12 м.

Баженовская свита

Отложения свиты распространены повсеместно. Они представлены темно-серыми, черными битуминозными аргиллитами. Толщина свиты от 15 до 40 м.

Меловая система

Отложения меловой системы представлены двумя отделами : нижним и верхним.Нижний отдел слагается осадками фроловской, коша-йской, викуловской и ханты-мансийской свит; верхний отдел соответственно-уватской, кузнецовской, березовской, ганькинской свит.

Ханты-Мансийская свита

Свита слагается алевролитами, глинами. Её толщина равна 240-280 м.

Уватская свита

Представлена песками, алевролитами и глинами. Толщина свиты 220-250 м.

Кузнецовская свита

Свита слагается тёмно-серыми глинами с прослоями алевролитов и глауконитовых песчаников. Толщина свиты 35-50 м.

Ганькинская свита.

Свита слагается толщей известковых зеленовато-серых глин с прослоями алевролитов и мергелей. Толщина свиты 50-75 м.

Палеогеновая система

В составе палеогеновых отложений выделяются талицкая, люлинворская, чеганская, атлымская, новомихайловская и журавская свиты.

Талицкая свита.

Свита подразделяется на две подсвиты: нижняя представлена темно-серыми глинами, верхняя подсвита - темно-серыми опоковидными глинами. Толщина свиты 130-150 м.

Люлинворская свита

Свита состоит из трех подсвит. Нижняя подсвита слагается опоками и опоковидными глинами, средняя - диамитами и диамитовыми глинами, и верхняя - зеленовато-серыми тонкослоистыми диамитовыми глинами. Толщина свиты 200-225 м.

Чеганская свита

Свита, слагается голубовато-зелёными пластичными глинами с тонкими линзочками алевритового материала. Толщина свиты 150-160 м.

Атлымская свита

Свита сложена разнозернистыми кварц-полевошпатовыми песками. Толщина свиты 60-80 м.

Новомихайловская свита

Свита представлена чередованием серых и бурых глин, алевролитов, кварцевых песков с прослоями углей. Толщина свиты 50-70 м.

Четвертичная система

Четвертичные отложения несогласно перекрывают журавскую свиту, представлены супесями, песками с прослоями глин. Встречаются мощные слои торфа. Толщина отложений до 80 м.

2.2 Характеристика продуктивных пластов

На Ем-Еговской площади основные запасы нефти сосредоточены в отложениях викуловской свиты (пласты ВК1-3) нижнемелового возраста. Кроме того, нефтеносными являются отложения базального горизонта, пласты ЮК2-9 тюменской свиты, абалакские отложения с фонтанными притоками и пласт ЮК-0 (баженовская свита).

Залежи нефти в отложениях викуловской свиты приурочены к продуктивным пластам ВК1-3 , залегающим в кровельной части свиты на глубине 1350-1600 м.

Общая толщина пласта ВК1 изменяется от 12.6-19.0 м в приподнятых участках до 18.0-24.0 м на крыльях структуры, составляя в среднем (в пределах внешнего контура нефтеносности) - 18.2 м. Эффективные толщины коллекторов изменяются от 3.6 м до 22.2 м. При этом отмечается тенденция уменьшения эффективных толщин в восточном направлении. Средняя эффективная толщина в пределах внешнего контура ВНК составляет 12.3 м, коэффициент песчанистости - 0.67, преобладающая толщина проницаемых прослоев 1.0 - 1.6 м.

Проницаемые прослои более 3.0 м обычно сложены переслаиванием коллекторов, различающихся по своим фильтрационно-емкостным свойствам. Расчлененность пласта довольно неравномерная, количество пропластков составляет от 2 до 15м. Пласт ВК1 отделен от нижележащих пластов уплотненной глинистой, неравномерно алевритистой и карбонатизированной, перемычкой. Толщина перемычки преимущественно 3-6 м, на погруженных частях Ем-Еговского и на южном склоне Каменного поднятий она уменьшается до 1-4 м.

Пласты ВК2 и ВК3 разделены невыдержанной по толщине (0.4-4.1 м) алевро-глинистой перемычкой, поэтому в качестве объекта подсчета запасов нефти рассматривается единый пласт ВК2-3 В варианте ЦГЭ (2002 г.) - единый объект составляют уже пласты ВК1-3..

Общая толщина пласта ВК2-3 изменяется от 19.3 м до 35.0 м, составляя преимущественно 24-28 м. Для пласта ВК2-3 характерна резкая изменчивость эффективных толщин от 6.2 м до 24.6 м, при среднем значении 16.5 м. Преобладающая толщина проницаемых прослоев 1.0-2.0 м.

По своим фильтрационно-емкостным свойствам коллекторы пластов ВК1-3 относятся к V, IV и III классам коллекторов (по Ханину А.А.) порового типа. Преимущественное развитие имеют коллекторы IV класса, представленные крупнозернистыми алевролитами и мелкозернистыми песчаниками. Среднеарифметическое значение пористости коллекторов пласта ВК1 по данным лабораторных исследований керна составляет 26.8 %. Среднее значение проницаемости коллекторов продуктивных отложений пласта ВК1 по лабораторным данным составило 21.5 мД, при изменении от 2.5 до 124.0 мД. В целом коллекторы пласта ВК1 относятся к классу низкопроницаемых. Преобладают коллекторы с проницаемостью 10 - 50 мД.

По данным интерпретации материалов ГИС среднее значение проницаемости в пределах внешнего контура нефтеносности составило 43.6 мД.

Распределение остаточной водонасыщенности для коллекторов пласта ВК1 выполнено по 210 образцам. В 69 % образцов коллекторов содержание связанной воды изменяется в пределах 30 - 50 % и в среднем по пласту составляет 42.3 %.

В пласте ВК2-3 в пределах Ем-Еговской и Пальяновской площадей продуктивна верхняя часть. По литологическим и фильтрационно-емкостным характеристикам коллекторы пласта ВК2-3 схожи с коллекторами верхней пачки пласта ВК 1.

Среднеарифметическое значение пористости коллекторов пласта ВК2-3 по лабораторным данным составило 26.9 %. По данным интерпретации ГИС среднее значение Кп - 26.3 %. Средняя проницаемость коллекторов пласта ВК2-3 по данным исследования керна - 25.3 мД. По данным интерпретации ГИС среднее значение Кпр в пределах внешнего контура нефтеносности в пределах - 37.0 мД. Среднее значение остаточной водонасыщенности для коллекторов пласта ВК2-3 равно 44.1%.

Породы абалакской свиты представляют собой переходную толщу от прибрежно-морских и континентальных отложений тюменской свиты к морским, сильно битуминозным отложениям баженовской свиты.

В литологическом отношении абалакская свита представлена преимущественно глинистыми отложениями, в различной степени кремнистыми, карбонатными и алевритистыми. При этом установлены следующие закономерности. При переходе от кровли абалакской свиты к ее подошве снижается доля биогенных и аутигенных компонентов (кремнезема и битумов) и возрастает относительное содержание терригенных составляющих (аргиллитов, алевролитов и песчаников). Породы свиты изобилуют различным органическим детритом.

Коллекторами в пласте ЮК1 абалакской свиты являются тонкие прослои плотных карбонатных или кремнистых пород, разделенные глинистыми перемычками. Общая толщина свиты колеблется в пределах 21,8 - 34 м, суммарная эффективная толщина (толщина плотных прослоев) достигает 6 м, составляя в среднем 3-4 м. При этом количество плотных прослоев изменяется от 3 до 10, в среднем составляя 4. Толщина единичных прослоев-коллекторов изменяется от 0,4 до 2 м и, как правило, редко превышает 1 м. Мощность глинистых перемычек варьирует в пределах от 0,6 до 10,6 м.

Коллекторские свойства изучаемых отложений, прежде всего, связаны с трещиноватостью, пронизывающей всю толщу абалакской свиты, а также с вторичной емкостью карбонатизированных прослоев, представленной кавернами и полостями выщелачивания. Пористость пород абалакской свиты меняется в пределах от 0.3% до 17.5% . Проницаемость изменяется в интервале 0.04-6.,01 мД.

По данным исследований керна межзерновых (поровых) коллекторов в разрезе абалакской свиты не установлено. Проницаемость, выявленная по отдельным образцам керна, обусловлена наличием у них трещиноватости.

Рассмотрение коллекторских свойств пласта ВК1-3 Ем-Еговской площади осуществлялись по двум участкам:

- участок 1-западнее линии, проходящей через разведочные скважины 162-505;

- участок 2-между линиями, проходящими через разведочные скважины 162-505 и между 12 и 7.

Средняя нефтенасыщенная толщина пласта ВК1 Ем-Еговской площади по категории запасов С1 равна 10.8 м (по категории С2-5.0 м), пласта ВК2-9 - 7.9 м и 4.5 м по категориям С1 и С2 соответственно.

Отличительной особенностью геологического строения пластов является присутствие в разрезе значительной доли пропластков коллектора с толщиной более 4 м: на 1 участке -77%, на 2-70%. Доля пропластков с толщиной менее 1 м для 1 участка составляет 11.5% , для 2-15%. Размеры пропластков не коллектора значительно меньше, средняя толщина составляет 1.3 м. Доля пропластков не коллектора с толщиной не более одного метра составляет 70 %.

Таким образом, продуктивные пласты ВК1 и ВК2-3 по морфологическому строению относятся к типу монолитных. Присутствующие в разрезе пласта тонкие пропластки не коллектора не могут служить существенными экранами для фильтрации жидкости. Мощные пропластки коллектора образуют единый гидродинамически связанный объем.

Для пластов, имеющих монолитное строение, характерным является высокое значение коэффициента охвата пласта вытеснением (0.8-0.9) для применяемого в настоящее время диапазона плотностей сеток скважин и систем разработки, потери нефти вследствие прерывистости пластов не будут превышать 10-20% запасов.

По проницаемости продуктивные пласты викуловской свиты относятся к классу низкопроницаемых. Средняя проницаемость пласта ВК1 составляет 47.2*10-3 мкм2, на участке 1-42*10-3 мкм2, на 2 участке-49*10-3 мкм2. Диапозон изменения проницаемости от 0 до 200*10-3 мкм2. Доля пропластков коллектора с проницаемостью менее 10*10-3 мкм2 составляет для 1 участка-12.5%, для 2 участка-14.5%,что значительно меньше, чем для юрских продуктивных пластов района. Так, для пласта ЮК10 Талинской площади доля пропластка с проницаемостью менее 10*10-3 мкм2 изменяется по участкам от 30% до 70%.

Доля пропластков с проницаемостью более 100*10^-3мкм² составляет для 1 участка-8%, для 2 участка-12%.Основной объем пласта сложен из пропластков с проницаемостью от 10*10-3 мкм2 до 50*10-3мкм2, на долю которых приходится 61.5% объема пласта на 1 участке, 51%-на втором участке.

Средняя проницаемость пласта ВК2-3 составляет 38.3*10-3мкм2. Доля пропластков коллектора с проницаемостью менее 10*10-3мкм2 в общем объеме пласта составляет 27%, менее 50*10-3мкм2-70.4%.

Таким образом, на долю пропластков коллектора с проницаемостью до 50*10-3мкм2 приходится 65-75 % нефтенасыщенного объема, что будет определять низкие темпы выработки основной части запасов нефти. Установленная структура запасов нефти определяет необходимость рассмотрения в работе методов интенсификации добычи.

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

2.3.1 Свойства и состав нефти и газа

Физико-химические свойства нефтей и растворенных газов на площади изучались по данным исследования глубинных и поверхностных проб, выполненных в ЦЛ Главтюменьгеологии. Пластовые нефти отбирались пробоотборниками ВПП-300 и ПД-3м.

Поверхностные нефти отбирались с устья скважин. Исследования их проводились согласно перечню физико-химических характеристик, определяемых для поверхностных нефтей, по государственным стандартам.

Компонентный состав нефтяного газа и пластовой газонасыщенной нефти представлен в таблицах 2.1 и 2.2.

Свойства пластовых нефтей в пределах залежей резко отличаются между собой. Нефти викуловской свиты имеют низкое газосодержание, давление насыщения. Нефти пластов ЮК2-5,ЮК10-11 находятся в условиях повышенных пластовых давлений (24Мпа) и температур(102⁰С). Газосодержание изменяется в диапазоне 163-211м³/т, давление насыщения значительно ниже пластового (20,7). Нефть в пласте очень лёгкая.

Пластовые нефти горизонтов ЮК2-5 и ЮК10-11 близки между собой, молярная доля метана в них в среднем составляет 32,3%.Суммарное количество лёгких углеводородов С₂Н₆-С₅Н₁₂-27%.Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Нефтяной газ высокожирный. Поверхностные нефти пластов ВК1-3, ЮК2-5, ЮК10-11 малосернистые, с выходом фракций до 3500С не менее 45%, парафинистые малосмолистые.

Нефти пластов ВК1-3 вязкие (4.5мПа*с), плотность сепарированной нефти 858 кг/м3, пластовой - 836 кг/м3, объемный коэффициент - 1.064. Нефти пластов ЮК2-5,ЮК10-11 маловязкие (0.53мПа*с), плотность сепарированной нефти - 834 кг/м3, пластовой - 634 кг/м3, объемный коэффициент - 1.643.

Физико-химические свойства пластовых нефтей по продуктивным пластам представлены в таблице 2.3.

Содержание серы в нефти пластов ЮК незначительное и равно 0.3%, парафина- 3.5%.

В целом нефти пластов ЮК маловязкие, лёгкие, малосернистые, парафинистые.

Содержание серы в нефти пластов ВК незначительное и равно 0.4%, парафина- 4.8%.

Нефти пластов ВК1-3 вязкие, средней плотности, малосернистые, парафинистые, имеют низкое газосодержание и давление насыщения.

Таблица 2.1 Компонентный состав пластовой газонасыщенной нефти Ем-Еговского месторождения (молярная концентрация, %)

Пласт	Диоксид углерода	Азот	Метан	Этан	Пропан	Бутаны	Пентаны	Остаток	Мол. масса, г/моль
						Изо	норм.	изо	норм.
ВК1	0.03	0.10	12.94	1.40	3.02	1.12	3.46	1.63	2.68	73.61	176.8
ЮК2-3	0.90	0.36	32.67	7.24	8.58	1.39	4.18	1.34	2.01	41.33	96.6
ЮК7-8	1.45	0.18	36.39	9.81	9.39	1.58	3.79	1.25	1.85	34.31	86.0
ЮК10-11	0.87	0.20	33.46	10.11	10.00	1.76	4.25	1.48	1.83	36.04	84.3
ЮК12-15	1.08	0.28	30.7	8.91	9.22	1.07	4.57	1.20	2.27	40.70	95.62

Таблица 2.2 Компонентный состав нефтяного газа Ем-Еговского месторождения по результатам однократного разгазирования (молярная концентрация, %)

Пласт	Диоксид углерода	Азот	Метан	Этан	Пропан	Бутаны	Пентаны	Остаток	Мол. масса, г/моль	Плотность газа,кг/м3
						изо	норм.	изо	норм.
ВК1	0.15	0.59	68.62	6.68	10.74	2.45	5.96	1.31	1.69	1.81	26,66	1.108
ЮК2.5	1.60	0.65	58.51	12.71	14.09	1.97	5.42	1.19	1.52	2.34	28.65	1.191
ЮК7-8	2.26	0.28	56.92	15.12	13.80	2.08	4.66	1.13	1.47	2.28	28.67	1.192
ЮК10-11	1.40	0.32	54.11	16.09	15.10	2.36	5.29	1.33	1.43	2.57	29.63	1.232
ЮК12-15	1.90	0.50	54.51	15.51	15.04	1.51	5.90	1.06	1.72	2.35	29.44	1.224

2.3.2 Свойства и состав пластовой воды

Минерализация воды колеблется от 11,21г/л до 16,69г/л. В условиях пласта плотность воды составляет 970 кг/м3, вязкость 0,3 МПа*с. На месторождении встречаются воды хлоркальциевого и гидрокарбонатного типа.

Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, магния, хлора и бикарбоната. Содержание сульфат ионов колеблется от 0,03 моль/м3 до 0,66 моль/м3.

Свойства и состав воды приведены в таблицах 2.4. и 2.5.

При изменении начальных пластовых условий возможно выпадений солей нефтепромысловом оборудовании и установках подготовки нефти.

Таблица 2.4 Свойства пластовой воды

Наименование	Среднее значение
Газосодержание, м3/м3	2,63
Объёмный коэффициент	1,038
Вязкость, Мпа*с	0,3
Общая минерализация, г/м	15,12
Плотность, кг/м3	973,35

Таблица 2.5 Содержание ионов и примесей в пластовой воде.

Содержание ионов (моль/м3) и примесей (г/м3).	Диапазон изменения.	Среднее значение.
Cl	68,0-346,0	225,56
SO4	0,03-0,66	0,28
HCO3	9,5-101,2	25,04
Ca	2,5-20,85	6,98
Mg	0,8-3,0	2,11
Na+K	158,37-310,8	228,17
PH	6,65-8,5	7,24

2.4 Запасы нефти по Ем-Еговской площади

Промышленные запасы нефти на Ем-Еговской площади приурочены к отложениям викуловской свиты и юрского комплекса пород. В связи с крайне низкой разведанностью площади, в настоящее время единой однозначной оценки запасов по площади не имеется. При рассмотрении запасов в ГКЗ в 1986 году по викуловским отложениям, последние утверждены в экспертно оцененных объемах и категориях, так как на большей площади низкое качество проведенных разведочных работ не позволило определить промышленную значимость запасов. Юрские отложения на сегодня недоразведаны и оценка запасов по ним в ГКЗ не дана.

В связи с этим, в настоящее время запасы по Ем-Еговской площади оцениваются как:

1. Запасы, числящиеся на балансе РГФ.

2. Запасы, утвержденные ГКЗ.

3. Запасы, принятые при проектировании разработки площадей.

4. Запасы, оцененные СИБНИИНП и АО «Кондпетролеум».

По состоянию на 1.01.02 г по Ем-Еговской площади на балансе ВГФ числятся геологические запасы в количестве: категория С1 - 691,7млн.тн, категория С2 - 587,1млн.тн. При принятых коэффициентах нефтеизвлечения категории С1 - 0,343, С2 - 0,190 извлекаемые запасы соответственно составляют 237,4млн.тн. и 111,9млн.тн.

По викуловским отложениям извлекаемые запасы нефти составляют: промышленная категория АВС1 - 127млн.тн, категория С2 - 49,4млн.тн, по юрским отложениям соответственно 110,5 и 62,4млн.тн.

Утвержденные ГКЗ балансовые запасы нефти по викуловским отложениям оцениваются: категория С1 - 273,5млн.тн, категория С2 - 496 млн.тн. При коэффициентах нефтеизвлечения по категории запасов С1 - 0,340, категории С2 - 119,3млн.тн. Таким образом доля запасов категории С2 составляет 55,8%, что указывает на низкую разведанность площади.

При составлении технологической схемы разработки викуловских залежей нефти, за основу приняты геологические запасы, числящиеся на балансе РГФ по пласту ВК-1 в количестве 366,2млн.тн. Запасы пластов ВК-2-3 исключены из расчетов в связи с низкой их разведанностью. При расчете технологических показателей разработки коэффициент нефтеизвлечения принят 0,145, что существенно отличается от утвержденного ГКЗ. Это связано по причине уточнения структуры запасов, результатами математического моделирования процесса вытеснения нефти водой. Таким образом, при расчетном коэффициенте нефтеизвлечения 0,145, промышленные извлекаемые запасы нефти по викуловским отложениям оцениваются в количестве 53,1млн.тн.

В настоящее время по оценке СИБНИИНП в результате получения дополнительной геологической информации за период со времени утверждения в ГКЗ, начальные извлекаемые запасы нефти промышленной категории А,В,С1 оцениваются в 51,0 млн.тн.

В юрском комплексе отложений промышленная нефтеносность установлена в баженовской, абалакской и тюменской свитах.

По состоянию на 1.01.03.г на Государственном учете (РГФ) по юрским отложениям геологические запасы нефти числятся в количестве 304,9млн.тн - категория С1 и 348,6млн.тн - категория С2. При принятых коэффициентах нефтеизвлечения категории С1 - 0,362 и категории С2 - 0,179 извлекаемые запасы по юрскому комплексу составляют соответственно 110,5 млн.тн и 62,4 млн.тн. Основные геологические запасы юрского комплекса отнесены к тюменской свите и составляют: категория С1 - 287,4млн.тн, категория С2 - 219,4млн.тн. Принятые коэффициенты нефтеизвлечения по тюменским пластам составляют: категория С1 - 0,378, категория С2 - 0,2. Соответственно, извлекаемые запасы нефти составили: категория С1 - 108,6млн.тн, категория С2 - 44,1 млн.тн.

До настоящего времени оценка запасов по юрским отложениям в ГКЗ не дана в связи с низкой разведанностью площади и очень сложным геологическим строением площади. Это было подтверждено при эксплуатационном разбуривании первоочередного участка, когда в 90% добывающих скважин были получены низкие дебиты нефти ( до 5тн/сут) при опробовании тюменских отложений, а также за период доразведки площади бурением отдельных оценочных скважин.

Целенаправленные работы по доразведке юрских отложений начаты в 1990 году бурением оценочных скважин и продолжаются в настоящее время. Всего за период с 1990 по 1995 год на площади пробурено 46 оценочных скважин. Кроме этого, проведены работы по оценке продуктивности бажено-абалакских отложений в ранее пробуренных низкопродуктивных тюменских скважинах. В результате проведенных работ была подтверждена низкая продуктивность тюменских отложений и выявлена высокопродуктивная залежь нефти в абалакских отложениях.

По данным СИБНИИНП геологические запасы нефти по юрским отложениям оцениваются в 110,9 млн.тн, коэффициент нефтеизвлечения 0,25, извлекаемые запасы промышленной категории С1 - 27,8 млн.тн. На 1.01.96 г по абалакской залежи начальные геологические запасы категории С1 составляют 19,9 млн.тн, категория С2 - 74,3 млн.тн. При принятом коэффициенте нефтеизвлечения 0,250, начальные геологические запасы категории С1 составляют 4,7 млн.тн. Извлекаемые запасы нефти категории С2 составляют 7,4 млн.тн при коэффициенте нефтеизвлечения 0,10.

Таким образом, с целью достоверной оценки запасов нефти и газа по Ем-Еговской площади крайне необходимо проведение доразведочных работ как по викуловским, так и по юрским отложениям, пересчет и переутверждение запасов в Государственной комиссии по запасам.

3. Технологическая часть

3.1 Проектные решения по разработке Ем-Еговской площади

Ем-Еговская площадь введена в разработку в 1980 году. В целях изучения геолого-промысловой характеристики пластов тюменской свиты был выделен опытный участок с размещением 270 скважин по площадной девятиточечной системе (по сетке 450 * 450 м), проектный уровень добычи нефти -1.05 млн. т /год (протокол ЦКР СССР № 750 от 28.11.78).

В 1982 году составлена технологическая схема опытно-промышленной разработки, которая базировалась на той же исходной информации, что и предыдущий проектный документ. Основные проектные решения по эксплуатационному объекту, системе разработки, плотности сетки скважин остались прежними. Увеличились объёмы буровых работ и расширены границы расстановки скважин. В результате проектный уровень добычи нефти составил 6.7 млн. т. , фонд скважин - 971 (протокол Бюро ЦКР СССР № 973 от 21.04.82). В 1982 году в эксплуатации находилось 21 скважина, годовая добыча нефти составила 121.0 тыс. т., с начала разработки добыто 138.4 тыс. т.

В 1983 году составлена 'Дополнительная записка к технологической схеме опытно-промышленной разработки'. Целью работы явилось уточнение проектных уровней в связи с переводом части объема буровых работ на более продуктивную Талинскую площадь. Проектные решения остались без изменения, уточнились максимальные уровни добычи:

- по нефти - 4 млн. т., по жидкости - 1.9 млн. т., по закачке воды - 2.9 млн. т.

В 1983 году в эксплуатации на тюменскую свиту находилось 28 скважин, годовая добыча нефти составила 185.1 тыс. т., с начала разработки - 325.4 тыс.т.

В связи с низкой продуктивностью большинства скважин, пробуренных на тюменскую свиту, в 1985 году было временно остановлено дальнейшее разбуривание площади, было решено ограничить проведение опытно-промышленной эксплуатации только в разбуренной части. В 1985 году в эксплуатации на тюменскую свиту находилось 52 скважины, годовая добыча нефти составила 231.8 тыс. т., с начала разработки - 791. 3 тыс. т.

В 1989 году составлена Технологическая схема разработки Ем-Еговской площади, в которой основным добывным обьектом являются пласты ВК викуловской свиты. В связи с тем, что по тюменской свите за десятилетний период опытно-промышленной эксплуатации не получена необходимая информация о добывных возможностях объекта, не отработаны основные принципы и методы разработки, принято решение о продолжении опытно-промышленной эксплуатации.

В технологической схеме разработки по викуловской свите предусмотрено:

- выделение одного эксплуатационного обьекта ВК_1-2;

- реализация блочно-замкнутой, очагово-избирательной системы разработки;

- плотность сетки - 9 га/скв.;

- проектные уровни добычи:

нефти - 3.469 млн. т (2006 г.)

жидкости - 23. 798 млн. т.

закачки воды - 42. 832 млн. м³.

- фонд скважин:

добывающие С₁ - 2222, С₂ - 2757, С₁+С₂ - 4979;

нагнетательные С₁ - 955, С₂ - 1181, С₁+С₂ - 2136;

всего С₁ - 3169, С₂ - 3938, С₁+С₂ - 7107.

В 1990 году СИБНИИНП была составлена и утверждена «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Ем-Еговской и Пальяновской площади» и утверждена ЦКР ( протокол ЦКР № 1381 от 4.07.90 г и № 1421 от 29.03.91 г) со следующими основными проектными решениями по викуловским залежам нефти:

1. Общий проектный фонд скважин - 7107, в том числе добывающие - 4979 скв, нагнетательные - 2136 скв.

2. Проектный фонд скважин в границах нефтенасыщенных толщин более 6 м - 3862 скв.

3. Система разработки площади пятирядная с переходом на блочно-замкнутую.

4. Плотность сетки - 9га/скв

5. Темпы разбуривания площади - 800 тыс. м в год.

6. Максимальные проектные показатели:

а) добыча нефти - 3,9 млн.тонн/год

б) добыча жидкости - 28,2 млн.м³/год

в) закачка воды - 43,9 млн.м³/год

г) проектный коэффициент нефтеизвлечения - 0,145 против 0,345, утвержденного в ГКЗ

д) способ эксплуатации - механизированный, преимущественно ШГН

е) средний дебит нефти 1-ой скважины - 7тн/сут, жидкости - 20 м³/с

ж) средняя приемистость 1-ой нагнетательной скважины - 80 м³/с.

Согласно тех. схемы по юрскому комплексу отложений предусматривалось проведение доразведочных работ бурением 212 оценочных скважин. При положительных результатах планировалось скважины вводить в опытно-промышленную эксплуатацию. Максимальный уровень добычи нефти планировался в объеме 273 тыс. тонн/год.

В 1992 году СИБНИИНП составлено и утверждено ЦКР (протокол № 1525 от 23.12.92г.) ТЭО на разработку Ем-Еговской площади, согласно которого по юрскому комплексу отложений приняты следующие основные положения:

1. Выделение одного эксплуатационного объекта в юрском комплексе

2. Применение избирательной системы разработки, расстановка скважин нерегулярная, скважины размещаются преимущественно в высокопродуктивных зонах, выделенных по данным бурения оценочных скважин и дистанционных методов разведки.

3. Максимальный проектный уровень добычи нефти - 1,9 млн. тн/год

4. Общий проектный фонд скважин - 572, в том числе 433 добывающих и 139 нагнетательных.

5. Разработка залежей юрского комплекса в начальный период осуществлялась на естественном режиме, в последующем по результатам уточнения геологического строения реализуется переход на режим заводнения.

В 1996 году СИБНИИНП составлено и утверждено в ЦКР (протокол № 2004 от 20.03.96г) «Дополнение к технологической схеме разработки Ем-Еговской + Пальяновской площадей (абалакская свита)».

Утвержденный вариант разработки юрских отложений предусматривает:

1. Выделение одного эксплуатационного объекта.

2. Разработка залежей на естественном режиме.

3. Размещение скважин индивидуальное в наиболее продуктивных зонах.

4. Бурение с 1996 года новых 33 оценочных скважин с отбором керна и полным комплексом геофизических исследований.

5. Общий проектный фонд скважин на юрские отложения - 119.

6. Опытное заводнение, для чего под нагнетание планируется перевести 11 скважин.

7. Проведение гидроразрыва пласта в низкопродуктивных скважинах.

8. Проектный уровень добычи нефти в 1996 году - 405,5 тыс.тн.

9. Средний дебит нефти новых скважин - 25 тн/сут

Исходя из проектных решений по многостадийности разработки юрского комплекса отложений, в настоящее время реализуется этап по доразведке площади бурением оценочных скважин по редкой сетке скважин и ввод их в опытно-промышленную эксплуатацию.

В процессе разбуривания и разработки Ем-Еговской площади в связи с уточнением геологического строения нефтяных залежей, сокращением зон деятельности НГДУ в соответствии с полученными лицензиями на разработку объектов, сокращением объемов буровых работ по причине невозможности их финансирования в полном объеме, фактические показатели разработки площади существенно отличаются от проектных, особенно это касается викуловской залежи. Скорректированные уровни добычи нефти, объемы буровых работ, уточненный проектный фонд скважин периодически рассматривались и утверждались на ЦКР.

По тюменской свите предусмотрено к имевшимся скважинам пробурить еще 40 скважин, расположенных в предполагаемых продуктивных зонах. При получении положительных результатов бурения оценочных скважин предполагается расширить зону опытно-промышленной эксплуатации, пробурив всего 212 скважин, в том числе добывающих 157, нагнетательных 55.

Режим разработки тюменской свиты предусмотрено проводить в двух стадиях: 1 стадия - упругий, 2 стадия - опытная закачка воды.

Проектные уровни:

- добыча нефти - 0.273 млн. т.;

- добыча жидкости - 0.587 млн. т.;

- закачка воды - 1.291 млн. м³;

- коэффициент нефтеизвлечения - 0.15

Проектные показатели разработки по викуловской, абалакской и тюменской свитам представлены в таблице (3.1.).

3.1.1 Основные принципы разработки нефтяных залежей юрского комплекса

Неоднородность по продуктивности

Высокопродуктивные зоны имеют ограниченные размеры соизмеримые с шагом сетки скважин. Так, при испытании разведочной скважины 2 получен приток нефти 136 т/сут. По окружающим скважинам, расположенным на расстояниях 400-600 м, максимальный дебит нефти равен в среднем 3.2 т/сут. По данным ГИС скважин каких-либо существенных отличий по строению разреза не отмечается. В районе разведочной скважины 4 по одной группе скважин максимальный дебит нефти изменяется в диапазоне 45-12 т/сут., по другой 50 - 70 т /сут.

Отличительной особенностью процесса выработки запасов нефти является неравномерное распределение добытой нефти по скважинам. Основная часть добытой нефти объекта идет из нескольких высокодебитных скважин. В 1991 году добыча нефти по Ем-Еговской площади составила 256.2 тыс. т. По семи высокодебитным скважинам добыча нефти составила 247.7 тыс. т или 96.7 % от общей.

Из распределения фонда скважин по дебитам следует, что значительная часть скважин (63 %) имеет дебит не менее 5 т/сут. С дебитами более 50 т/сут. работает всего 10 % скважин.

В целом, результаты опытно-промышленной эксплуатации свидетельствуют о значительной неоднородности объекта по продуктивности.

С позиций исследования кернов и ГИС скважин большая часть запасов относится к низкопроницаемым коллекторам. Выявленные локальные высокопродуктивные зоны приурочены, по всей видимости, к зонам трещиноватости, что подтверждается опытом закачки воды в скважины, когда практически одновременно с началом закачки в окружающих добывающих скважинах появляется вода и при прекращении закачки поступление воды резко снижается.

Вовлечение в разработку низкопроницаемых участков

О вероятности вовлечения в разработку песчано-алевролитовых тел тюменской свиты, несмотря на их крайне низкие коллекторские свойства, говорят данные материального баланса.

Разработка юрского комплекса Ем-Еговской площади, ведется на естественном режиме, в связи с этим интерес представляет поведение пластового давления.

Установлено, что при больших отборах нефти (по скважине 1096 - 160 тыс.т, по скважине 1122 - 70 тыс. т) пластовое давление снизилось до 18.0 -19.0 МПа и на этом уровне держится длительное время (5-6) лет. Стабилизация давления при продолжающемся отборе свидетельствует о том, что установился стационарный режим и в зону дренирования извне поступает объем нефти, равный добываемому. По некоторым скважинам (1015, 1044, 1145, 1166.) при незначительных отборах нефти пластовое давление также снизилось на 40 - 60 МПа. Падение давления вызвано тем, что соседние с этими высокодебитные скважины имеют значительные отборы. Следовательно, зона дренирования высокодебитных скважин имеет размеры, превышающие расстояния между скважинами и включающие низкопроницаемые коллектора. Этот факт создаёт предпосылки для длительной эксплуатации участков месторождения на естественном режиме без закачки воды или других агентов. В этом случае зоны высокой продуктивности будут работать как укрупненные скважины, питающиеся от больших объемов окружающих низкопроницаемых пород, имеющих значительный запас упругой энергии.

Опыт заводнения

На опытном участке проводилась пробная закачка воды. Под закачку было освоено 13 низкопродуктивных скважин, работавших дебитами 1-2 т/сут. в режиме накопления, из которых периодически действовало 3-7 скважин. После освоения под закачку приемистость скважины при давлении нагнетания 13.0-15.0 МПа достигала 350-500 м³/сут и наблюдались опережающие прорывы воды в соседние добывающие скважины.

Следовательно, попытки поддержать пластовое давление и организовать процесс вытеснения водой по обычной технологии оказались неудачными. Необходимо специальное размещение нагнетательных скважин исходя из фактического положения зон высокой продуктивности, закономерности их распространения по площади и особенностей гидродинамической связи по разрезу объекта. Такое размещение может быть достигнуто только после детального гидродинамического изучения разрабатываемых участков.

С позиции технологии освоения скважин под закачку и самого режима закачки необходимо применение специальных методов и оборудования для дифференцированного освоения закачкой разреза, контроля и регулирования закачки воды.

Таким образом, на основе результатов опытно-промышленной эксплуатации пластов можно сделать следующие заключения:

1.Основной объем песчано-алевролитовых тел тюменской свиты низкопродуктивен и дает притоки 1-2 т/сут. при депрессии на пласт 8.0 -11.0 МПа. В то же время, выявлены высокопродуктивные зоны, имеющие ограниченные размеры, скважины которых обеспечивают практически всю добычу нефти из объекта.

Высокие дебиты отдельных скважин связаны, по-видимому, с зонами трещиноватости. Опыты закачки воды подтвердили наличие трещиноватых зон.

2.В случае разбуривания площади по равномерной сетке без предварительной локализации высокопродуктивных зон, в большинстве скважин не будут получены промышленные притоки нефти. Дальнейшая разработка на основе регулярных систем будет малоэффективна из-за быстрого обводнения скважин по системам трещин и вторичных коллекторов.

3.Потребуются дополнительные затраты, связанные с технологией вскрытия пласта, изменением конструкции забоя, креплением, вторичным вскрытием, освоением на приток.

4.Особое внимание придется уделить организации закачки воды. Основным режимом будет не фронтальное вытеснение нефти водой, а режим прямоточной пропитки блоков матрицы алевролито-песчаных тел тюменской свиты через систему естественных и искусственных трещин. Этот процесс потребует особого подхода к расположению нагнетательных скважин, дифференцированного освоения интервалов, ведения регулируемой циклической закачки.

5.Необходимо будет широко применять дорогостоящие технологии, позволяющие гидродинамически соединять трещины и вторичные коллектора с забоем скважины (горизонтальное бурение, гидроразрывы, импульсные методы и т. д. ).

6. Процесс освоения запасов тюменской свиты по участкам разработки будет многостадийным. На первой стадии, пользуясь тем, что скважины, попавшие в высокопродуктивные зоны, могут длительное время эксплуатироваться на естественном режиме и область дренирования высокодебитных скважин распространяется и на низкопродуктивные зоны, в которых происходит снижение пластового давления и перетоки нефти в высокопродуктивные зоны, осуществляется поиск зон высокой продуктивности и их разбуривание, выход на промышленные уровни отборов нефти, позволяющие окупать затраты на дальнейшее освоение, производится детальная доразведка и комплекс гидродинамических исследований, позволяющие наметить конкретное направление системы разработки.

На второй стадии будет осуществляться переход на режим заводнения пластов, основной задачей которого будет организовать прямоточную пропитку блоков матрицы песчано-алевролитовых тел тюменской свиты.

3.1.2 Основные принципы разработки нефтяных залежей викуловской свиты

Отличительной особенностью геологического строения продуктивных пластов викуловской свиты является их монолитное строение, песчанистость основного пласта ВК₁ изменяется в диапазоне 0.66 - 0.86.Морфологическая неоднородность пластов ВК_2-3 выше, песчанистость изменяется в диапазоне 0.41 - 0.68.

Перемычка неколлектора между пластами ВК₁ и ВК_2-3 в среднем составляет 2 - 4 м., кроме того, имеются зоны слияния пластов.

Таким образом, пласты ВК₁ и ВК_2-3 составляют практически единый гидродинамически связанный объект. Несмотря на то, что при подсчете запасов нефти часть пласта ВК₁ отнесена к нефтяной зоне, при рассмотрении пласта ВК₁ как эксплуатационного объекта, его следует относить к единому с пластами ВК_2-3 водонефтяному объекту. Это связано с тем, что технологически невозможно избежать при незначительных перемычках неколлектора перетоков воды, закачиваемой в пласт ВК₁, в нижележащие пласты ВК_2-3. Это относится и добывающим скважинам, в которых при проектных режимах работы насосного оборудования неизбежны перетоки воды из нижележащих водонасыщенных пластов, даже в том случае, когда они не вскрыты перфорацией.

Распределение проницаемости по разрезу пластов ВК₁ и ВК_2-3 имеет следующую закономерность, оказывающую существеннное влияние на характер выработки запасов нефти: проницаемость вверх по разрезу от подошвы к кровле уменьшается. В пласте ВК₁ выделяются два слоя, различающихся по проницаемости: нижний, более проницаемый (60 - 80 мд), на долю которого приходится только 30% объема пласта; верхний - с пониженной проницаемостью (10 - 30 мд), на долю которого приходится значительная часть запасов нефти пласта (до 70 %). Аналогичное строение имеют и пласты ВК_2-3.

Установленный характер распределения коллекторских свойств по разрезу пластов при эксплуатации скважин приводит к опережающей выработке нижней части пласта ВК₁, темп отбора которой будет как минимум в 2-3 раза выше, чем в остальной части пласта. В связи с этим, уровень добычи нефти из викуловской свиты в ближайшие годы (5 - 10 лет) будет определяться в основном запасами нефти, сосредоточенными в нижней части пласта ВК₁, которые можно отнести к «активным» запасам.

Таким образом, основными особенностями геологической модели продуктивных пластов викуловской свиты являются:

1.Монолитное строение продуктивных пластов. При реализации внедряемых в настоящее время систем разработки и плотностей сетки скважин будет обеспечена высокая степень охвата нефти дренированием.

2.Незначительная перемычка неколлектора между пластами ВК₁ и ВК_2-3. При рабочих депрессиях для насосного способа (7.0 - 10.0) и качестве крепления скважин неизбежны перетоки воды из водоплавающего пласта ВК_2-3. Необходима реализация специальных решений в области строительства скважин. Пласты ВК₁ и ВК_2-3 следует рассматривать как единую водонефтяную залежь.

3.Низкое значение средней проницаемости пласта ВК₁, которое подтверждается результатами опробывания и гидродинамических исследований скважин. Срок выработки запасов нефти может превысить физический срок пригодности скважин для эксплуатации. Необходимо обоснование бурения скважин - дублеров.

4.Неоднородное строение пластов по проницаемости. На долю нижнего, более проницаемого приходится только 30% объема пласта. Уровень добычи нефти из викуловской свиты будет определяться в основном запасами нефти, сосредоточенными в нижней части пласта. Необходимы работы по интенсификации отборов из низкопроницаемой кровельной части и изоляции промытой подошвенной части пласта.

3.2 Вопросы выработки запасов

В процессе опытно-промышленной эксплуатации продуктивных пластов установлены следующие основные факторы, осложняющие процесс разработки продуктивных пластов.

Викуловская свита

1.Продуктивный нефтенасыщенный пласт ВК₁ от водонасыщенного пласта ВК_2-3 отделяет незначительная перемычка неколлектора, толщина которой 2 - 4 метра. При рабочих депрессиях для насосного способа (7.0 - 10.0 МПа) и существующем качестве крепления скважин отмечаются перетоки воды из водоплавающей части пласта. Необходимо совершенствование технологии крепления скважины.

2. Пласт ВК₁ сложен в основном низкопроницаемой породой, что подтверждается результатами опробования, гидродинамическими исследованиями скважин. Сроки физической пригодности скважин для эксплуатации (30-50 лет), что недостаточно для полной выработки запасов нефти. Необходимо применение технологий по повышению продуктивности скважин.

3. В разрезе пласта ВК₁ выделяется два интервала, различающихся по проницаемости. На долю нижнего интервала, проницаемость которого в 2-5 раза выше, чем верхнего, приходится только 30% запасов нефти. Технология разработки должна предусматривать селективное воздействие на пласт: изоляцию заводненной, более продуктивной части пласта и интенсификацию добычи из низкопроницаемой части.

Юрский комплекс

1.Основной объем песчано-алевролитовых пластов низкопродуктивен и дает притоки нефти, равные 1-2 т/сут. при депрессии на пласт 5.0-11.0 МПа.

2.Выявленные высокопродуктивные зоны имеют ограниченные размеры. Высокие дебиты скважин, пробуренных в этих зонах, связанны с трещиноватостью коллекторов. Опыт закачки воды подтвердил наличие трещиноватых зон.

3.В связи с наличием высокопроницаемых зон, требуется совершенствование технологии вскрытия пластов, крепления, освоения на приток, изменения конструкции забоя.

4.В связи с тем, что высокопродуктивные зоны имеют ограниченное распространение, по скважинам, попавшим в зону распространения низкопроницаемого коллектора, необходимо проведение работ по гидроразрыву пласта.

Таким образом, в процессе опытно-промышленной эксплуатации продуктивных пластов установлена необходимость совершенствования следующих основных направлений технологии разработки:

- крепление, вскрытие и освоение скважин;

- интенсификация добычи, повышение продуктивности скважин, селективное воздействие на пласт.

ОАО «ТНК-Нягань» предусматривает применение эффективной технологии заканчивания скважин, которая позволит повысить продуктивность, улучшить герметичность, избежать перетоков воды из водоносной части разреза викуловской свиты в нефтенасыщенную. Для ведения указанных работ привлечена на контрактной основе американская фирма 'HALLIBURTON'. В скважинах, которые намечены для бурения на пласт ЮК, предусматривается проведение гидроразрыва пласта.

Целью данной работы является технико-экономическая оценка эффективности разработки западной части Ем-Еговской площади , вводимой в эксплуатацию в 1993 году.

3.3 Динамика показателей разработки и фонда скважин

Объектами разработки на площади являются пласты ВК_1-2 (викуловская свита) и ЮК (тюменская свита). Средние глубины их залегания составляют 1600 и 2600 м. Физико-химические свойства пластовых флюидов не являются аномальными. Давление насыщения составляет 5,8 МПа. Газовый фактор колеблется в пределах 19 м³/м³.

Достигнутые средние дебиты механизированных скважин по объектам составляют 1-15 т/сут. В целом по площади отсутствуют осложнения, которые могли бы наложить ограничения на применение насосного способа добычи нефти.

Сравнительная технико-экономическая оценка насосных способов эксплуатации скважин показывает, что наименьшие приведенные затраты имеет вариант с применением УШГН. Также анализ результатов технико-экономической оценки применения УЭЦН, УШГН, УЭДН показал, что для условий данной площадки УШГН целесообразно применять при дебитах скважин до 40 т/сут.

В связи с изложенным, для эксплуатации механизированных скважин площади рекомендуется использовать установки электроцентробежных, электродиафрагменных и штанговых насосов с преимущественным использованием последних (75%).

Согласно руководства по эксплуатации наклонных скважин Западной Сибири (РД 39-1-1007-84) для повышения эффективности эксплуатации наклонных скважин рекомендуется профиль, в котором угол наклона ствола в интервале работы оборудования ограничивается 20⁰, а интенсивность искривления должна составить не более 3⁰ на 100 м.

При соблюдении этих требований при бурении скважин создаются благоприятные условия роботы электронасосных и штанговых насосных установок. Надежная и устойчивая работа насосных установок будет обеспечена при глубине спуска 900-1200 м (объект ВК_1-2).

Для скважин, пробуренных на тюменскую свиту, спуск насосного оборудования должен производится на глубину 1000-1400 м (в зависимости от обводненности). Основной фонд скважин будет оборудован установками штанговых насосов, что связано с невысокими средними дебитами скважин.

Установками электроцентробежных насосов рекомендуется эксплуатировать скважины с дебитами более 20 т/сут., диафрагменных - менее 16 т/сут.

Для реализации проектных решений в области техники и технологии потребуется следующее оборудование:

1.Для скважин, оборудованных электроцентробежными насосами:

· устьевая арматура АФК1Э-65-140 (ГОСТ 13846-84);

· насосно-компрессорные трубы диаметром 60 мм. марки “Д”, ”К” (ГОСТ 633-80);

· электроцентробежные насосные установки серии УЭЦНМ в модульном исполнении (ТУ 26-06-1486-87) производительностью 50 м³/сут.

2.Для скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами:

· штанговые глубинные насосы типа СШН диаметром плунжера 28-68 мм., вставные (ГОСТ 26-16-06-86);

· станки-качалки типа СКД-6, СКД-8 (ГОСТ 26-16-08-87);

· насосно-компрессорные трубы диаметром 60, 73, 89 мм. (ГОСТ 633-80);

· штанги диаметром 19, 22, 25 мм. (ГОСТ 13877-80);.

3.Для скважин, оборудованных установками электродиафрагменных насосов:

· устьевая арматура АФК1Э-65-140;

· насосно-компрессорные трубы диаметром 60 мм. марки “Д” (ГОСТ 633-90);

· электродиафрагменные насосные установки производительностью 4-16 м³/сут. (УЭД9-000РЭ).

Подбор УЭЦН производится по РД 39-1-390-80 “Универсальная методика подбора УЭЦН к нефтяным скважинам”, подбор УШГН по РД 39-1-289-79 “Методика оптимального подбора типоразмера и режима работы штанговой глубинно-насосной установки”.

Расчет насосно-компрессорных труб производится согласно РД 39-1-306-79 “Инструкция по расчету насосно-компрессорных труб”.

Малодебитный фонд скважин, эксплуатируемый в режиме периодической откачки, рекомендуется эксплуатировать согласно РД 39-1-154-80 “Методика по эксплуатации малодебитных глубинно-насосных скважин в режиме периодической откачки”.

Для обеспечения планируемой эффективности использования фонда скважин, учитывая особенности эксплуатации добывного оборудования на площади, применению рекомендуется ряд новых технических разработок:

1.Для скважин, оборудованных электроцентробежными насосами:

· УЭЦНМ в модульном исполнении;

· УЭЦН со встроенными устройствами, обеспечивающими контроль и автоматическое управление режимом работы.

2.Для повышения межремонтного периода работы электроприводных насосов необходимо оснащать их системой ТМС-3 (термоманометрическая система) производства завода “Электрон” Главтюменьнефтегаза.

3.Для скважин, оборудованных ШГН:

· станки-качалки в исполнении “ХЛ”;

· штанги с повышенными механическими свойствами, цельнотянутые штанги и муфты, направленных твердыми сплавами;

· штанговые насосы с цельным цилиндром, износоустойчивые насосы.

Кроме того, на низкодебитном фонде скважин следует продолжать апробирование установок электродиафрагменных насосов.

Динамика основных показателей по викуловской свите Ем - Еговской площади представлена в табл. 3.1. Более наглядно динамику показателей можно проследить по рис. (3.3.- 3.6.).

3.4 Осложнения при эксплуатации скважин

3.4.1 Мероприятия в области борьбы с парафиноотложением

Добыча нефти на Ем-Еговской площади осложнена выпадением асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании (НПО). Для решения вопроса борьбы с АСПО был проведен анализ состава и свойств нефтей, который показал, что данные нефти относятся к парафинистому типу П₂, маловязкие, легкие, усредненные. Содержание парафина в нефти составляет 3,8%, температура насыщения дегазированной нефти парафином составляет 31⁰С.

Для исключения простоев скважин и недобора нефти по причине выпадения АСПО необходимо предусмотреть мероприятия, включающие в себя защиту скважинного оборудования с помощью химических и тепловых методов.

В зависимости от интенсивности парафиноотложений изменяется и межочистной период (МОП) скважин от нескольких суток до нескольких месяцев. Для предотвращения выпадения АСПО необходимо низкодебитные скважины с интенсивной парафинизацией (МОП менее 15 суток) защищать с помощью ингибиторов парафиноотложений типа СНПХ.

Так как по составу нефти Ем-Еговской и Талинской площадей сопоставимы, то можно рекомендовать реагенты СНПХ 7214р и 7215м, прошедшие опытно-промысловые испытания на Талинской площади и показавшие хорошие результаты. При применении данных ингибиторов на скважинах Талинской площади МОП в среднем составил 75 суток (при периодической подаче), без применения реагентов на 90 скважинах МОП составил 31 сутки.

Применение ингибиторов парафиноотложения наиболее эффективно методом непрерывного дозирования в затрубное пространство скважин дозированными насосами типа НД, УДЭ, БР. Удельный расход реагентов 100 г. на тонну нефти.

Часть скважин с АСПО (МОП 15-30 суток) необходимо обрабатывать растворителями с целью удаления АСПО со стенок насосно-компрессорных труб. В качестве растворителей применять гексановую, ксилольную фракции (ГФ, КФ), легкую пиролизную смолку (ЛПС) и их композиции: ГФ с КФ в объемном соотношении 5:1, ГФ с ЛПС 1:1 или 3:1. Закачку реагентов проводить периодически с помощью агрегата ЦА-320. При применении химреагантов руководствоваться РД 39-01-48070-88Р “Технология удаления и предотвращения парафинообразования в нефтепромысловом оборудовании”.

Скважины с незначительной интенсивностью парафинизации (МОП более 30 суток) обрабатывать горячей нефтью с помощью агрегата ЛДП-4, периодичность обработок 1-2 раза в квартал.

3.4.2 Мероприятия по борьбе с солеотложениями

Анализ промыслового материала (состав пластовой и закачиваемой в систему поддерживания пластового давления вод, динамика изменения обводненности продукции добывающих скважин, термобарические параметры пластов) показывает, что появления отложений неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании на площади можно ожидать с 1992 года. месторождение пласт нефть еговский

Для своевременного выявления фонда скважин, работа которых осложнена отложением солей в оборудовании, необходимо проводить обследование скважин, обводненность продукции которых достигла 50%, в соответствии с РД 39-0148070-026ВНИИ-86 “Технология оптимального применения ингибиторов солеотложения”.

Для предупреждения отложений солей в нефтепромысловом оборудовании наиболее эффективным является химический способ с использованием ингибиторов солеотложения типа ПАФ.

В настоящее время ингибиторы применяются по способу периодической задавки в призабойную зону продуктивного пласта и по способу непрерывной подачи реагента дозированием в попутно добываемую воду; способ подачи ингибитора зависит от условий и зоны отложений солей. На скважинах, оборудованных ЭЦН и ШГН при отложении солей выше приема насоса, возможно применение реагента по способу непрерывной подачи в затрубное пространство скважин. При отложении солей в призабойной зоне продуктивного пласта, а также при невозможности регулярного подъезда к скважинам для обслуживания дозировочного оборудования, целесообразно производить задавку реагента в призабойную зону продуктивного пласта.

Технология применения ингибиторов изложена в РД 39-01-48070-003 ВНИИ-86 ”Руководство по технологии применения ингибиторов отложений солей ПАФ-13А в добывающих скважинах”.

Необходимое оборудование:

· цементировочный агрегат ЦА-320М или ЦА-320А;

· дозировочное устройство НД, выбор типоразмера производится с учетом суточного расхода реагента;

· автоцистерны ЦР-7АП, АЦП-7,5, АЦП-11.

3.4.3 Требование и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин

При сепарации нефти викуловской свиты, имеющей меньший по сравнению с тюменской свитой газовый фактор (25 м³/т против 198 м³/т), следует применять сепараторы по проекту ГП 496.00.000.В0 без УПО.

В случае смешения нефтей обеих свит в пропорциях, обеспечивающих газовый фактор 100 м³/т и более, узел первой ступени сепарации должен проектироваться по РД 39-0148070-303-85, что обеспечит качественную сепарацию при высоком газовом факторе.

Поскольку массовое содержание пропана в пластовой нефти превышает 2% (3.98% и 9.47% для викуловской и тюменской свит), с целью увеличения глубины сепарации на концевой ступени Красноленинского ЦТП целесообразно предусмотреть продувку нефти газом в соответствии с РД 39-0148070-87Р.

В ближайшие годы весь объем добываемой жидкости будет транспортироваться на ЦТП, а в перспективе, как на ДНС-1 и ДНС-2, так и на других ДНС, которые будут проектироваться при дальнейшем освоении площади, целесообразно запланировать предварительное обезвоживание. Срок ввода в эксплуатацию установок предварительного сброса воды определяется при проектировании, для разработки технологической схемы этих установок и параметров работы необходимо проведение специальных исследований.

Товарную подготовку нефти Ем-Еговской площади в перспективе целесообразно осуществлять (так же как в настоящее время) на существующей УПН Красноленинского ЦТП. В связи с тем, что доля сравнительно тяжелой (d=857 кг/м³) нефти викуловской свиты в общем объеме сырья, поступающего на УПН, будет возрастать, целесообразно оптимизировать параметры, а при необходимости и схему работы установки, с учетом этого обстоятельства. Кроме того, при проектировании необходимо учитывать динамику добычи нефти по всем площадям, обработка сырья которых будет осуществляться на УПН Красноленинского ЦТП, поскольку при совпадении максимумов добычи может потребоваться расширение или реконструкция установки.

Согласно проектным решениям Гипротюменьнефтегаза газ с ДНС-1 и ДНС-2 в ближайшее время будет транспортироваться до Красноленинского ЦТП по системе газопроводов и использоваться главным образом на собственные нужды. В перспективе целесообразно подключение всех ДНС к общей системе газосбора района.

3.4.4 Требования и рекомендации к системе ППД

Закачка воды в нагнетательные скважины должна производиться по колонне насосно-компрессорных труб. Для оборудования нагнетательных скважин рекомендуется использовать для пласта ВК двухсекционные, ЮК- трехсекционные насосно-компрессорные трубы типа размера 60*5,0.

Конструкция нагнетательных скважин должна обеспечивать надежную эксплуатацию в течение всего срока разработки месторождения при проектном давлении нагнетания 18.0 МПа.

Устья всех нагнетательных скважин рекомендуется оборудовать малогабаритной утепленной арматурой Д_у = 65 мм. В случае задержки выпуска данной арматуры следует применять серийно-выпускаемую арматуру АНК1-65*210 с обязательным утеплением ее в зимнее время специальными пенополистирольными колпаками и электрообогревом с помощью гибкой электронагревательной ленты. С целью защиты эксплуатационной колонны от высокого давления низ колонны насосно-компрессорных труб необходимо оборудовать пакерующими устройствами типа Б-76М. В первую очередь это мероприятие следует проводить на скважинах, обсадные колонны которых по каким-либо причинам не способны работать при проектном давлении.

Весь нагнетательный фонд должен быть оснащен расходомерами и регуляторами расхода воды. При отсутствии автоматических регуляторов расхода воды следует предусмотреть на устье каждой нагнетательной скважины или на блок-гребенках кустов и КНС установку легкосъемных штуцеров из износостойких материалов.

В качестве источника водоснабжения рекомендуется использовать подтоварную и пресную воду. Для обеспечения проектного устьевого давления всех нагнетательных скважин рекомендуется использовать насосы ЦНС 180-1900.

Допустимые нормы содержания твердых взвешенных веществ (ТВВ) составили 35 мг/л, нефтепродуктов- 50 мг/л. Допустимые нормы содержания ТВВ и нефтепродуктов следует уточнять в процессе разработки месторождения.

В целях контроля за технологическими параметрами работы оборудования систем ППД следует установить средства учета закачиваемой воды на выкидной линии каждого насосного агрегата, на каждом напорном водоводе в помещении распределительной гребенки КНС и на устьях всех нагнетательных скважин.

Нагнетательные скважины пласта ЮК следует подключать к системе закачки воды основного объекта ВК. Учитывая, что в процессе эксплуатации системы ППД может возникнуть необходимость в дифференциации давлений нагнетания, необходимо устья всех скважин (в первую очередь скважин пласта ЮК) оборудовать средствами регулирования расхода воды.

4. Техническая часть

4.1 Назначение гидравлического разрыва пласта, его развитие и особенности

В настоящее время в разработку широко вовлекаются месторождения с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, приуроченными к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Бурение новых скважин требует привлечения значительных капитальных вложений. Для уточнения характера насыщения и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов в слабоизученных зонах месторождения проводится расконсервация и пробная эксплуатация разведочных скважин. Бурение разведочных скважин на Талинском месторождении производилось в 1980-1990 гг., т.е. период консервации скважин, в среднем, составляет 10 - 15 лет.

Ввод в эксплуатацию разведочных скважин обусловлен увеличением времени освоения и требует использования специальных методов и различных технологий. Из-за неблагоприятного воздействия на пласт при бурении, вторичном вскрытии и проведении различных технологических операций коллекторские свойства призабойной зоны пласта значительно ухудшены.

Одним из методов, позволяющим увеличить проницаемости призабойной зоны скважин является гидравлический разрыв пласта. ГРП позволяет соединить призабойную зону скважины с зоной коллектора не подвергшейся влиянию процессов происходящих при бурении и перфорации с ненарушеной зоной пласта.

Идея гидравлического создания трещины в продуктивной зоне для повышения ее производительности была разработана в 20-х годах Р.Ф. Фаррисом из компании “Станолинд Ойл энд Гэс Корп.” Эту концепцию он разработал на основе изучения давлений, с которыми при задавливании цемента, нефти и воды в пласт. В 1947 году ”Cтанолинд» (в настоящее время компания “АМОКО Продакш Корп.”) осуществила первый экспериментальный гидроразрыв в скважине №1 месторождения Клеппер в Грант Каунти, штат Канзас, США. Скважина не дала существенного прироста дебита, однако сама техника гидроразрыва продемонстрировала свою перспективность и уже в следующем году компания ”Станолинд” представила документ, посвященный процессу “гидрофрак”. Компания “Халлибертон Ойл Велл Сементинг” приобрела лицензию на этот процесс и в 1949 году осуществила первые коммерческие обработки скважин, методом гидроразрыва, “значительно” подняв продуктивность двух скважин. Метод получил признание. К 1955году объем гидроразрывных работ достиг 3000тысяч скважин в месяц, а к 1968 году уже было выполнено более полумиллиона гидроразрывов.В настоящее время от 35 до 40% скважин подвергаются обработке методом гидроразрыва, а в США, где этот метод получил самое широкое распространение, запасы нефти возросли на 25 - 30%. Признаков снижения интереса к гидроразрыву пока не наблюдается. Диапазон применения данной технологии распространяется от, главным образом, низкопроницаемых коллекторов до пород со средней и высокой проницаемостью. Гидравлический разрыв пласта представляет собой закачивание жидкостей с такой производительностью и под такими давлениями, которые достаточны для разрыва породы с идеальным формированием трещины с двумя “крыльями”одинаковой длины по обеим сторонам ствола скважины. Если закачивание будет прекращено после формирования трещины, жидкости постепенно протекут в пласт. Давление внутри трещины упадет, и трещина закроется, не дав никакой дополнительной проводимости. Чтобы сохранить открывшуюся трещину, нужно либо использовать кислоту, чтобы она разъела ее поверхности, не дав им сомкнуться, либо забить трещину проппантом (расклинивающим материалом) (обычно это-песок), чтобы удержать ее в открытом состоянии.

В настоящее время в типичной гидроразрывной обработке применяются сгущенные жидкости, которые закачивают последовательно. Первая стадия-это водяной буфер, полимер и добавки. Затем следует раствор, представляющий собой буфер плюс проппант - обычно песок - во взвешенном состоянии. По мере выполнения обработки закачиваются различные концентрации проппанта и различные объемы раствора.

Давление, производимое буфером, дает начало трещине и служит причиной ее распространения. Раствор помогает удлинить трещину и перенести проппант дальше. Постепенно трещина заполняется до тех пор, пока не набивается в ее оконечности.

Особенность метода в том, что при достаточно небольших затратах он чрезвычайно эффективен. Дебет нефти повышается в 5-8 раз, затраты на проведение ГРП единовременные, нет необходимости многократно вкладывать средства, как при других методах интенсификации нефтедобычи (эффективность, которых обычно кратковременная), небольшие единовременнные затраты дают большой экономический эффект и наконец, отсутствует экологический риск, т.к. гель являющийся песконосителем, саморазрушается не принося никакого экологического ущерба.

Оценив экономическую, технологическую и экологическую выгоду метода «Гидравлического разрыва пласта», проанализировав особенности залегания, а также коллекторских свойства пласта, по рекомендациям специалистов Сибирского Научно-Исследовательского Института Нефтяной Промышленности (СибНИИНП), Российской Академии Наук и др. научно-исследовательских и проектных организаций, руководство ОАО «ТНК-Нягань» пришло к выводу о необходимости реализации проекта гидроразрыва пласта на Талиинском месторождении нефти.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - процесс обработки призабойной зоны скважины с целью расширения и углубления естественных и образования новых трещин в породах призабойной зоны скважины, в результате чего увеличивается средняя проницаемость пласта в зоне распространения трещин и значительно улучшаются условия притока жидкости. Достигается это путем создания высоких давлений на забое закачкой в пласт вязких жидкостей при больших расходах, что обеспечивает быстрое повышение давления на забое. При достижении давления, превышающее гидростатическое примерно в 1,5-2 раза, расширяются естественные и образуются новые трещины. Для сохранения трещин в раскрытом состоянии их заполняют песком, который вводят вместе с вязкой жидкостью. В дальнейшем эта жидкость извлекается в процессе освоения скважины.

В западно-Сибирском регионе и в целом по России в основном применяется бурение скважин при помощи забойных двигателей, приводимых в движение буровым раствором, циркулирующим в скважине. В процессе бурения образуется шлам, который выносится из скважины на поверхность буровым раствором. Разбуривание продуктивных зон с применением необработанных буровых растворов на водной основе приводит к разбуханию глин присутствующих в пласте, и засорению пласта глинистой фазой бурового раствора. Попадание воды в продуктивный пласт влечет за собой снижение фазовой проницаемости пласта для нефти.

При цементировании эксплуатационной колонны также происходит кальматация продуктивного горизонта по всей ее длине, включая продуктивный горизонт. В силу высокого удельного веса тампонажного раствора происходит значительное отфильтровывание его в продуктивные горизонты, что зачастую влечет за собой необходимость производства ГРП для восстановления связи скважины с коллектором.

Наиболее распространенный метод перфорации, кумулятивный метод, также имеет некоторые отрицательные черты. При простреле колонны на стенках перфоканала и в пласте образуется стекловидная пленка из-за высокой температуры взрыва. Кроме того канал загрязняется продуктами взрыва и частицами перфозаряда.

Такие загрязнения призабойной зоны скважины приводят к потребности применения ГРП для восстановления связи с чистым незакальматированным коллектором.

Основной целью ГРП является образование канала с высокой пропускной способностью для жидкости в пласте. На пласт действуют силы, обусловленные весом вышележащих пород, образующих горное давление. Для того чтобы образовать трещину в пласте необходимо преодолеть эти давления и разорвать связывающие породу силы. Это достигается путем создания в зоне пласта высокого давления, которое превышает значение горного давления. В призабойную зону скважины нагнетается жидкость высокой вязкости с пониженным значением отфильтрования в пласт.

Высокий темп закачки обеспечивает условие, когда скорость подачи жидкости превышает скорость ее отфильтрования (матричный темп закачки) и за счет этого давление в зоне пласта возрастает до значения, при котором происходит образование трещины.

Затем производится закачка так называемого объема 'подушки', жидкости необходимой для создания трещины необходимых размеров. Когда эта цель достигнута, трещина заполняется сыпучим расклинивающим агентом, который сохраняет трещину в раскрытом состоянии после снятия давления.

В результате описанной операции в пласте создается высокопроводимый канал, обеспечивающий свободный доступ пластового флюида из неразработанной части пласта в скважину.

4.2 Виды ГРП

В настоящее время в мировой нефтедобывающей практике используются три основных вида гидравлического разрыва пласта: обычный гидроразрыв пласта (ГРП), глубокопроникающий (ГГРП) и массированный (МГРП). Каждый из этих видов имеет свою область применения.

ГРП используется как средство увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. Применяется, как правило, в отдельных скважинах с загрязненной призабойной зоной с целью восстановления их естественной продуктивности, характеризуется использованием незначительного количества закрепляющего материала (5-10 тонн).

ГГРП является одним из наиболее эффективных методов, позволяющих увеличить продуктивность скважин, дренирующих низкопроницаемый пласт (с проницаемостью менее 0,05мкм²). Характеризуется этот процесс использованием больших количеств закрепляющего материала - 10-50тонн и жидкостей разрыва - 150-200м^3. В этом случае создаются трещины или система трещин значительной протяженности (50-100 и более метров), охватывающие не только призабойную зону, но и значительную часть пласта. В этом основное отличие ГГРП от обычного ГРП. Область применения ГГРП - низкопроницаемые залежи или отдельные её участки с целью, в частности, достигнуть рентабельности разработки таких месторождений. Технология ГГРП предназначается для воздействия на неистощенные (невыработанные) нефтяные залежи, где продуктивные пласты представлены терригенными (песчаными) коллекторами.

МГРП - массированный гидроразрыв пласта, который на практике применяется в низкопроницаемых коллекторах газовых месторождениях. Основной особенностью этого процесса является создание искусственных трещин очень большой протяженности. Для этих целей используются большие количества закрепляющего материала.

4.3 Новые технологии ГРП

Существенное расширение области применения гидравлического разрыва и рост числа операций в течение последнего десятилетия связаны с интенсивным развитием технологий проведения обработок. К новым эффективным методам следует отнести технологию осаждения проппанта на конце трещины или концевое экранирование трещины (TSO), которая позволяет целенаправленно увеличить ее ширину, остановив рост в длину, и тем самым существенно увеличить проводимость (произведение проницаемости и ширины). Для снижения риска попадания трещины в водо- или газоностные горизонты, а также для интенсификации выработки запасов низкопроницаемых слоев применяется технология селективного гидроразрыва. Постоянно создаются новые материалы для ГРП. С целью предотвращения выноса проппанта из трещины создана технология PropNET, предусматривающая закачку в пласт одновременно с проппантом специального гибкого стекловолокна, которое, заполняя промежутки между частицами проппанта, обеспечивает максимальную устойчивость проппантной пачки. Для снижения степени остаточного загрязнения трещины разработаны низко полимерные жидкости разрыва LowGuar и система добавок к деструктору CleanFLOW. Применяется незагрязняющая пласт жидкость ClearFrac, которая не требует деструктора.

Совершенствуется информационная база проведения ГРП. Основными источниками информации являются геологические, геофизические и петрофизические исследования, лабораторный анализ керна, промысловый эксперимент, состоящий в проведении микро- и минигидроразрывов перед основным ГРП. Таким образом определяется распределение напряжений в пласте, определяется эффективное давление разрыва и давление смыкания трещины, выбирается модель развития трещины, рассчитывается её геометрические размеры. Специальные приборы позволяют определить высоту и азимут трещины. С использованием специальных программ с учетом целей ГРП осуществляется «дизайн» трещины.

Применение новых технологий позволяет подобрать жидкость разрыва и проппант, максимально соответствующие конкретным условиям, и проконтролировать раскрытие и распространение трещины, транспорт проппанта во взвешенном состоянии вдоль всей трещины, успешное завершение операции. В последние годы разрабатывается технология комплексного подхода к проектированию ГРП как элемента системы разработки. Такой подход основан на учете многих факторов, в том числе проводимости и энергетического потенциала пласта, системы размещения добывающих и нагнетательных скважин, механики трещины, характеристик жидкости разрыва и проппанта, технологических и экономических ограничений.

4.4 Расширение области применения ГРП

В связи с появлением новых технологий практически нет ограничений по проницаемости на применение ГРП, в то время как в соответствии с традиционными представлениями гидроразрыв применялся только в низкопроницаемых пластах. Так, ГРП может применяться в нефтяных пластах низкой проницаемости k<0.005мкм², средней-0,005<k<0.05мкм² и высокой k>0.05мкм²; в газовых пластах соответственно k<0.0005мкм², 0,0005<k<0.005мкм² и k>0.005мкм² с выбором соответствующей технологии. В средне- и высокопроницаемых пластах эффективны короткие и широкие высокопроводящие трещины, в низкопроницаемых - трещины большой длины и меньшей проводимости. Увеличение дебитов скважин после ГРП определяется соотношением проводимостей пласта и трещины, а также размерами трещины, причем коэффициент продуктивности скважины не возрастает с ростом длины трещины, существует предельная длина, превышение которой практически не увеличивает дебит жидкости. С учетом увеличения зон влияния скважин в результате создания трещин гидроразрыва при проектировании разработки с применением ГРП можно планировать более редкую сетку скважин.

Основные ограничения на применение ГПР относятся к проведению операций в водонефтяных и газонефтяных зонах, в которых возможны ускоренное конусообразование и резкий прорыв воды и газа в скважины, а также в истощенных пластах с низкими остаточными запасами и нефтенасыщенных линзах очень малого объема, так как это не обеспечит окупаемости ГРП.

ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки и достигаемой целью. Технологии гидроразрыва различаются прежде всего объемами закачки технологических жидкостей и проппантов, а также размерами создаваемых трещин.

Наиболее широкое распространение получил локальный гидроразрыв как эффективный метод снижения сопротивления призабойной зоны и увеличения эффективного радиуса скважины. При этом достаточно создать трещины длинной 10-20м с закачкой десятков кубических метров жидкости и единиц проппанта. В таких условиях дебит скважины увеличивается в 2-3 раза.

ГРП средне- и высокопроницаемых пластов - один из наиболее быстро развивающихся методов интенсификации добычи нефти. В высокопроницаемых пластах основным фактором увеличения дебита скважины вследствие ГРП является ширина трещины, в низкопроницаемых пластах - ее длина. Для создания коротких трещин используется технология TSO (tip-screen-out), которая позволяет снизить объем жидкости гидроразрыва до 1-5м³, одновременно увеличив массу проппанта до 20т и более. Осаждение проппанта препятствует увеличению ее длины. В результате дальнейшей закачки содержащей проппант жидкости ширина трещины возрастает до 25мм (при обычном ГРП она составляет 2-4мм) и эффективная проводимость трещины повышается до 500-3000мкм²*мм. Эта же технология используется для предупреждения распространения трещины к водонефтяному контакту. Технология TSO успешно применяется на месторождениях России, Северного моря, США, Канады, Бразилии, Венесуэлы, Мексиканского залива, Индонезии, Вьетнама, Саудовской Аравии. Создание коротких широких трещин в скважинах, в скважинах, вскрывающих средне- и высокопроницаемые пласты , дает хорошие результаты при значительном ухудшении коллекторских свойств в призабойной как средство увеличения эффективного радиуса скважины. Оно эффективно в многопластовых песчаных коллекторах, где вертикальная трещина обеспечивает непрерывную связь тонких песчаных прослоев с зоной перфорации; в коллекторах с миграцией мельчайших частиц, в которых в результате снижения скорости течения вблизи ствола скважины предотвращается вынос песка; в газовых пластах для снижения негативных эффектов, связанных с турбулизацией потока вблизи скважины.

Технология импульсного гидроразрыва позволяет создавать в скважине несколько радиально расходящихся от ствола трещин, что может эффективно использоваться для преодоления скин-эффекта, особенно в средне- и высокопроницаемых пластах.

Проведение глубокопроникающего гидроразрыва с образованием протяженных трещин увеличивает не только проницаемость призабойной зоны, но и охват пласта воздействием, способствует вовлечению в разработку дополнительных запасов нефти и повышает нефтеотдачу. При этом возможно снижение текущей обводненности добываемой продукции. Оптимальная длина закрепленной трещины, превышение которой практически не увеличивает дебит жидкости, при проницаемости пласта 0,01-0,05мкм² обычно составляет 40-60м, объем закачки составляет десятки-сотни кубических метров жидкости и десятки тонн проппанта. При проницаемости пласта около 0,001мкм² оптимальная длина трещины равна 100-200м, объем закачки - сотни кубических метров жидкости и 100-200т проппанта.

Для вовлечения в промышленную разработку газовых коллекторов сверхнизкой проницаемости (менее 10^-4мкм²) в США, Канаде и некоторых странах Западной Европы успешно применяют технологию массированного ГРП. При этом образуются трещины протяженностью около 1000м с закачкой от сотен до тысяч кубических метров жидкости и от сотен до тысяч тонн проппанта. В большинстве случаев операции оказались успешными, и дебит увеличился в 3-9 раз. Получила распространение технология последовательной закачки в трещину проппантов, различающихся по фракционному составу и другим свойствам.

4.5 ГРП в горизонтальных скважинах

По характеру расширения зоны дренирования скважины глубокопроникающий и массированный гидроразрыв можно сравнить только с горизонтальными и пологонаправленными скважинами. Основные отличительные особенности каждой из этих технологий определяют их возможности по интенсификации добычи и увеличению нефтеотдачи. Если направление трещины ГРП предопределено распределением тектонических напряжений в пласте, то направление горизонтального ствола можно выбирать в соответствии с распределением запасов. Высокопроводящая трещина ГРП представляет собой поверхность, пересекающую пласт, к которой направлен поток флюида. Горизонтальная скважина является линейным стоком, и, следовательно, в ее окрестности возникают гораздо более высокие фильтрационные сопротивления. Ситуация усугубляется в анизотропных пластах, в которых вертикальная проницаемость существенно ниже горизонтальной. При этом в отличие от ГРП эффект от бурения горизонтального ствола значительно уменьшается.

Существенные преимущества по сравнению с ГРП горизонтальные скважины имеют в водо- и газонефтяных зонах, где эффективно используются для снижения конусообразования. С помощью горизонтального ствола сложной траектории можно осуществлять выработку отдельных нефтяных линз малого объема, самостоятельная разработка каждой из которых экономически неэффективна. В остальных случаях возможно применение каждой технологии, но окончательный выбор конкретной технологии должен осуществляться на основе технико-экономического анализа с учетом стоимости операции. Обычно операция ГРП в 5-10 раз дешевле бурения вертикальной скважины, тогда как бурение горизонтального ствола в 1,5-3 раза дороже ГРП.

Развиваются технологии проведения ГРП в горизонтальных скважинах. При этом удается существенно увеличить зону дренирования скважины, однако из-за высокой стоимости такие работы проводятся в основном на морских месторождениях. Ориентация трещины по отношению к азимуту минимального главного напряжения в пласте. Если горизонтальный ствол параллелен направлению минимального главного напряжения, то при гидроразрыве образуются поперечные трещины. Разработаны технологии создания нескольких трещин в одной горизонтальной скважине. При этом число трещин определяется с учетом технологических и экономических ограничений и обычно составляет 3-4. Гидроразрывы в нефтяных и газовых горизонтальных скважинах проводились на месторождениях Северного моря. Крупнейший проект реализован на газовом месторождении Золинген (Германия), характеризующемся сверхнизкой проницаемостью коллекторов (10^-6 - 10^-4мкм²), средней пористостью 0,1-0,12 и средней толщиной пласта около100м. В горизонтальном стволе длинной 600м созданы четыре поперечные трещины, полудлина каждой составляет около 100м. Максимальный дебит составил 700тыс.м³/сут, затем снизился и стабилизировался на уровне 500тыс.м³/сут.

Если горизонтальный участок скважины параллелен направлению максимального горизонтального напряжения, то трещина гидроразрыва будет продольной по отношению к оси скважины. Такая продольная трещина не может обеспечить значительного увеличения дебита горизонтальной скважины, но скважина, пересеченная продольной трещиной, может рассматриваться как трещина очень высокой проводимости. С учетом того, что рост проводимости является определяющим фактором увеличения дебитов скважин вследствие ГРП в средне- и высокопроницаемых пластах, при разработке таких пластов возможно использовать гидроразрыв в горизонтальных скважинах с образованием продольных трещин. Опытные работы по определению эффективности продольных трещин, проведенные на месторождении Купарук Ривер (Аляска) в четырех горизонтальных скважинах, показали, что продуктивность в среднем увеличилась на 71%, а затраты - на 37%. Во всех скважинах выбор между проектированием вертикальных скважин с ГРП, горизонтальных скважин или горизонтальных скважин с ГРП осуществляется на основе оценки экономической эффективности конкретной технологии.

Значимость технологии ГРП для месторождений Америки и Западной Европы подтверждается тем, что добыча 1/3 запасов углеводородов здесь возможна и экономически оправдана только с проведением гигроразрыва пласта. В настоящее время ГРП осуществляется в более 40% нефтяных и более70% газовых скважин.

Технология нефтедобычи включает в себя целый ряд мероприятий, связанных с продуктивностью скважины и индексом приемистости. В сущности, есть разница между технологией разработки пласта, которая охватывает широкий круг вопросов, связанных с нефтяными и газовыми коллекторами (в частности, объемом и временным охватом извлечения сжиженных нефтепродуктов), и технологией нефтедобычи, часто относящейся к одной или нескольким конкретным скважинам. Одним из главных факторов является стремление ускорить темпы добычи путем увеличения дебита скважины или объема закачиваемой жидкости в единицу времени. Широко внедряются и используются новые понятия, такие как повышение продуктивности и воздействие на скважину. Иногда настолько же важным является уменьшение депрессии скважины, т.е. разности давления вытеснения (пласта) и динамического забойного давления. На первый взгляд, чем ниже динамическое забойное давление, тем больше должен быть темп добычи, но это не всегда желательно. Понижение динамического забойного давления может повлечь за собой множество вредных последствий, таких как загрязнение, запарафинивание и отложение асфальтена; образование конуса обводнения или газового конуса и вынос песка. Таким образом, очень важно сразу же осознать, что возбуждение и предполагаемое увеличение коэффициента продуктивности скважины не приводят сами по себе к повышению темпа добычи. Коэффициент продуктивности распределяется при этом таким образом, что некая соответствующая его часть идет на повышение темпа выработки и/или уменьшение депрессии, в зависимости от характеристик данной скважины.

4.6 Задачи гидроразрыва высокопроницаемых пластов

Первая задача заключается в интенсификации притока или нагнетания скважины.

Помимо очевидных, имеются следующие основания для применения гидроразрыва высокопроницаемых пластов:

1. Предотвращение повреждения продуктивного пласта

Трещина, распространяющаяся за пределы области повреждения призабойной зоны, эффективно предотвращает и сводит на нет эффекты упомянуой зоны повреждения. Если не принять мер против этих эффектов, производительность уменьшится, и произойдет значительное нежелательное падение давления в скважине. Кислотная обработка под давлением ниже давления гидроразрыва часто недостаточно эффективно предотвращает повреждения в призабойной зоне, либо оказывается безрезультатной.

2. Снижение депрессии в призабойной зоне при выходе продукта

Депрессия, равная разности давления пласта и динамического забойного давления, является единственной силой, обеспечивающей движение потока от пласта к стволу скважины. Увеличение депрессии может сказаться на прочности пласта. Непрочность пласта может привести к миграции мелких фракций и песка в зону ствола скважины. При коротком и широком разрыве эта проблема решается в результате уменьшения как депрессии, так и скорости песка-коллектора вблизи ствола скважины.

3. Улучшение сообщения между слоями пласта и стволом скважины

В многослойных пластах из песка и сланца тонкий слой песка может недостаточно эффективно сообщаться со стволом скважины. Образование трещины обеспечивает непрерывную проницаемую по вертикали связь с перфорационными каналами.

4. Уменьшение воздействия недарсиевого потока в очень осушенном газе и/или в газоконденсатах

Обычно для пластов с проницаемостью ниже 5 миллидарси влияние недарсиевого потока незначительно. В высокопроницаемых пластах недарсиев член, возрастает и может существенно уменьшить дебит скважины. Гидроразрыв обеспечивает более высокую удельную проводимость, и скорость потока от резервуара может уменьшиться достаточно для устранения или существенного уменьшения недарсиевых эффектов⁽⁸⁾.

4.7 Основные параметры гидроразрыва высокопроницаемых пластов

В целом гидроразрыв высокопроницаемого пласта не отличается от гидроразрыва малопроницаемого пласта. Оптимальное достижимое значения безразмерной удельной проводимости трещины равно 1.6 для любого объема расклинивающего агента в бесконечном разрабатываемом пласте (согласно Пратсу (Prats). Безразмерная удельная проводимость трещины по Синко-Лей (Cinco-Ley)⁽¹⁰⁾ определяется по формуле:

(1)

где C_fD - безразмерная удельная проводимость трещины, k_f - проницаемость пачки расклинивающего агента, w - среднее значение ширины трещины, k - проницаемость пласта и x_f - полудлина трещины. При оценке скин-эффекта учитывается и проницаемость трещины, и ее длина, s_f, используемая для «учета» стимулирующего воздействия гидроразрыва. При сложении с безразмерным членом давления, описывающим поведение пласта данный скин-эффект учитывается в радиальном и псевдорадиальном потоке в точности как любой другой скин-эффект.

При гидроразрыве высокопроницаемого пласта основным требованием является гораздо более высокая проницаемость трещины по сравнению со случаем неограниченного распространения трещины; длина трещины при этом играет второстепенную роль. Высокая проницаемость трещины достигается за счет увеличения ее ширины (по сравнению с гораздо меньшей шириной трещины при гидроразрыве малопроницаемого пласта) при высокой проницаемости пачки расклинивающего агента и малой длине трещины (по сравнению с требуемой длиной трещины в малопроницаемых пластах).

Необходимость высокой концентрации расклинивающего агента в трещине иногда требует использования высокой концентрации расклинивающего агента в глинистом буровом растворе. Таким образом, высокопроницаемый гидроразрыв требует тщательного планирования, ясного понимания реологии как жидкости, так и расклинивающего агента, а также более точного расположения пачки расклинивающего агента по сравнению с малопроницаемыми пластами.

Для достижения максимальной концентрации расклинивающего агента в трещине и более высокой удельной проводимости применяется метод образования блока расклинивающего агента на входе в трещину (TSO). При использовании метода TSO боковое распространение трещины приостанавливается (необходимо полное выпадение расклинивающего агента из жидкости разрыва), после чего при продолжении закачки ширина трещины увеличивается. В результате получаем короткую трещину с высокой удельной проводимостью.

Для правильного применения TSO необходимо точно оценить давление и время смыкания трещины, а также свойства жидкости путем опробования перед обработкой или путем создания микротрещин.

Протечка флюидов может заметно затруднить обработку трещины в высокопроницаемом пласте. Для уменьшения проникновения продуктов, образующих корку, в пласт в направлении, перпендикулярном распространению трещины, применяются жидкости для гидроразрыва с образованием скин-эффекта (например, структурированные полимеры). Неуправляемое проникновение продуктов, образующих корку, может привести к серьезному повреждению пласта.

Разъяснение факторов воздействия на отдачу трещин с ограниченной удельной проводимостью и описание типов повреждений, снижающих производительность, приведено в работах Синко-Лей и Саманиего (Cinco-Ley and Samaniego)

Снижение проницаемости пачки расклинивающего агента

В этом случае имеет место значительное изменение свойств пачки расклинивающего агента внутри трещины. Причиной этого является измельчение расклинивающего агента главным образом вследствие наличия нераздробленного слоя полимеризованной жидкости для гидроразрыва. Явления такого рода пагубным образом влияют на удельную проводимость трещины, их необходимо избегать либо сводить к минимуму.

Проблемы, связанные с измельчением расклинивающего агента, можно существенно уменьшить посредством выбора расклинивающих агентов соответствующей прочности. При гидроразрыве высокопроницаемого пласта следует любой ценой избегать «острых углов» в частицах расклинивающего агента. Фактически, принимая во внимание сравнительно малые объемы расклинивающих агентов при гидроразрыве высокопроницаемого пласта, стремление к высокому качеству и прочности расклинивающего агента вполне оправдано. При этом кажущаяся выгода в результате экономии на расклинивающем агенте полностью уничтожается даже незначительным снижением его проницаемости.

В последние годы ведутся обширные исследования по технологии дробления в области устранения проблем, связанных с полимеризацией. Предпринимаются попытки подбора химических агентов и разработки методики их подачи.

4.8 Оборудование для ГРП

Гидроразрыв пласта осуществляется с использованием комплекса оборудования, включая наземное и подземное ( расположения оборудования см. схема 3.1), а также технологических жидкостей и материалов для образования и крепления трещин гидроразрыва.

Наземное оборудование включает насосные установки для подготовки и закачки рабочих жидкостей, пескосмесительные установки для приготовления жидкостно-песчаной смеси и закачки её в пласт, подъемный агрегат для монтажа и демонтажа наземного и подземного оборудования, манифольд (со станцией контроля) для обвязки устья скважины с наземного оборудования, емкости для технологических жидкостей.

При гидравлическом разрыве пласта в качестве подземного оборудования используются гладкие высокогерметичные насосно-компрессорные трубы из стали высокой группы прочности. Для разобщения фильтровой зоны ствола скважины от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны применяются пакеры-разобщители.

Жидкости разрыва, используемые для ГГРП, должны отвечать следующим требованиям:

иметь определенную динамическую вязкость

пескоудерживающую способность

время стабильности при пластовой температуре

совместимость с пластовыми флюидами и породой

технологичность приготовления

Примечания:

Тягач с лебедкой для перемещения емкостей для ГРП. Во время ГРП не используется. Должен располагаться как можно дальше от устья скважины.

Грузовик для транспортировки и монтажа 3” манифольда высокого давления и защитного устройства фонтанной арматуры.

Будка Compu Van с лабораторным оборудованием для исследования свойств геля и контроля за процессом ГРП. Должна располагаться таким образом, чтобы был обеспечен хороший обзор трубопроводов высокого давления и устьевого оборудования.

Sand Kipper (песковоз) для транспортировки расклинивающего агента и для его подачи во время ГРП. Должен находиться за установкой для приготовления смеси.

Прицеп с ёмкостью для ГРП объёмом 500 баррелей (79,5 м³). Для проведения одного ГРП требуется 2 шт

Размеры: Длина - 12,24 м;

Ширина - 2,44 м;

Высота - 3,96 м

Приёмный трубопровод диаметром 4” для подачи воды, идущий от емкостей для ГРП. Также служит для подачи геля во время ГРП.

Трубопровод для возврата геля в ёмкости для ГРП в процессе приготовления смеси (рециркуляционный трубопровод) диаметром 4”.

Установка для приготовления смесей (блендер), объёмом 50 баррелей в минуту (8 м³/мин).

Размеры: Длина - 5,49 м;

Ширина - 2,44 м;

Высота - 2,44 м.

Этот блендер смонтирован на прицепе и фактические габариты установки на прицепе будут в действительности больше. В ближайшем будущем блендер будет установлен на шасси и станет самоходным. Блендер следует устанавливать как можно ближе к емкостям для ГРП, чтобы по возможности избежать осложнений с водозабором. Среднее расстояние составляет 3 метра.

9. 4” нагнетательная линия. Среднее рабочее давление 60 psi

(4 бар). Служит для подачи геля к насосу НТ-400.

10. Насосы НТ-400 - 4 шт. Мощностью 650 ГЛС (английская лошадиная сила, равна 745,7 Вт) каждый.

Размеры: Длина - 7,32 м;

Ширина - 1,65 м;

Высота - 3,20 м.

Насосы НТ-400 установлены на прицепе (по 2 шт. на одном прицепе). Фактические габариты насосов на прицепе будут в действительности больше. В ближайшем будущем насосы НТ-400 будут также установлены на шасси. Среднее расстояние от блендера составляет 3 метра, а минимальное расстояние от устья скважины - 10 метров.

11. 3” линия высокого давления, максимальное рабочее давление 15000 psi (1034 бар).

12. Датчики давления - 2 шт. (0-15000 psi) (0-1034 бар).

13. 3” обратный клапан.

14. 3” тройник слива.

15. Фонтанная задвижка.

16. Защитное устройство для фонтанной арматуры.

17. Оборудование устья скважины.

18. насосный агрегат российского производства для поддержания затрубного давления +80 бар.

19. Трубопровод затрубного давления российского производства. Рабочее давление - не менее 150 бар.

20. Предохранительные клапаны -2 шт.

21. Датчик давления.

Схема 3.2.

В качестве закрепителя трещин при реализации технологии ГГРП возможно использование кварцевого песка определенной фракционности, либо его искусственного аналога - проппанта. Для ГГРП разработаны и используются два типа жидкостей разрыва на водной основе с применением полимеров и на нефтяной основе.

В процессе проектирования и расчета технологических параметров ГГРП используется более 40 параметров, характеризующих:

параметры нефтяного пласта (радиус скважины, толщину продуктивного пласта, проницаемость коллектора и т.д.)

конструкцию скважины.

Моделирование гидроразрыва и определение его основных расчетных параметров производится с помощью специальных компьютерных программ, таких как NoDal и других. В результате моделирования при задании ожидаемых параметров ГГРП строится теоретическая эпюра операции.

Выбор скважины для ГГРП осуществляется с использованием гидродинамических характеристик пласта, призабойной зоны и скважины.

4.9 Подготовка к проведению ГРП

Гидроразрыву пласта предшествует большой объем подготовительных работ, связанных с изучением геолого-промысловых материалов, исследованием скважины и обследованием её технического состояния, а также по технико-технологическому обеспечению осуществления процесса. По скважине, намеченной для проведения в ней гидроразрыва, прежде всего, проводится анализ всех геолого-промысловых материалов:

текущего, начального дебита скважины

текущей обводненности продукции

Анализируются результаты предыдущих обработок пласта с целью интенсификации притока, производится анализ работы подземного оборудования (ЭЦН, ШГН), текущих капитальных ремонтов скважины.

По результатам анализа геолого-промысловых материалов намечаются объемы дополнительных геолого-промысловых и гидродинамических исследований для получения достоверной информации о скважине и пласте, необходимых для планирования работ по гидроразрыву пласта.

Непосредственно процесс подготовки скважины включает следующие операции:

планировку и подготовку площадки у скважины для размещения основного и вспомогательного оборудования гидроразрыва - подъемного агрегата, основного и вспомогательного, емкостей для рабочих и вспомогательных жидкостей

монтаж передвижной подъемной установки типа А-50У для осуществления спускоподъемных операций

подъем из скважины фонтанного лифта или насосной установки, замер забоя скважины, а также при наличии гидратопарафинной пробки, промывку её

шаблонирование эксплуатационной обсадной колонны для посадки опрессовочного пакера и опрессовки эксплуатационной колонны

спуск в скважину подземного оборудования, высокопрочных насосно-компрессорных труб с пакером

оборудование устья скважины фонтанной арматурой в зависимости от ожидаемого давления.

4.10 Описание производственного процесса

4.10.1 Подбор скважин, подготовка данных и проектирование ГРП. Изучение пластов и скважин

Процесс начинается с изучения геологических и технических характеристик месторождения, пластов и отдельных скважин. В том числе используется вся необходимая по данным пунктам документация:

структурно- тектонические карты;

карты распространения песчаников;

карты;

карты эффективных мощностей;

карты изобар;

карты текущего состояния разработки;

карты накопленных отборов и закачки;

геологические разрезы;

каротажные диаграммы.

Основной целью этого процесса является определение текущего состояния нефтеотдачи отдельных участков пласта из-за очень сложного геологического строения. Участки с низким коэффициентом нефтеотдачи, т.е. с низкой проницаемостью нуждаются в ускорении темпа выработки. Самым эффективным мероприятием при данных геологических условиях является выполнение гидравлического разрыва пласта.

4.10.2 Подбор скважин для проведения ГРП

Следующим этапом этого процесса является подбор скважин для проведения ГРП. При этом необходимо анализировать местоположение отобранных скважин по отношению к фронту закачиваемой воды, а также по отношению к водонефтяному контакту. Целью данного анализа является определение влияния созданной трещины на коэффициент охвата заводнения. Так же необходимо изучение коэффициента расчлененности и песчанистости для достижения как можно большего охвата песчаных пропластков трещиной гидравлического разрыва пласта. При этом проводится оценка механических свойств горных пород (напряжение, модуль Юнга и коэффициент Пуассона). От этих параметров зависит геометрия создаваемой трещины. Необходимо подробное изучение истории эксплуатации скважин, расчета газового фактора для периодов, когда не проводились замеры, анализ гидродинамических исследований пластов и скважин с целью определения проницаемости и скин-эффекта, как одного из самых важных параметров для расчета продуктивности скважины до и после проведения ГРП. Анализируются причины простоев, характер проведенных ремонтных работ и определяется техническое состояние скважин.

Для ГГРП предпочтительны слабопроницаемые до 0,05мкм2, сцементированные, крепкие породы. Предпочтительная толщина продуктивной части 5-15м. Отмечается снижение результатов гидроразрыва от степени выработанности горизонтов и по месторождениям в целом. Лучшие результаты гидроразрывов в добывающих скважинах отмечаются по пластам с высоким давлением, с меньшей степенью дренированности и имеющие более высокую нефтенасыщенность.

Гидравлический разрыв не рекомендуется проводить в скважинах:

с нарушенной фильтровой частью

со сломом или смятием обсадной колонны

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

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

Основываясь на перечисленных анализах, проведенных специалистами «Фрак Мастер», «Шлюмберже», «Би Джей», ИНА совместно со специалистами ОАО «ТНК-Нягань», выполняется подбор скважин для проведения ГРП.

4.10.3 Проектирование КРС, ГРП, освоения, гидродинамических исследований и эксплуатации скважин

При помощи компьютерного моделирования определяется геометрия трещины (длина, высота и ширина) и объем необходимых материалов, т. е. проппанта, рабочей жидкости и химических добавок. При моделировании анализируется несколько вариантов геометрии трещины с учетом принципов рациональной разработки месторождения в целом. Для каждого отдельного варианта при помощи компьютерного моделирования рассчитывается добыча нефти без проведения и с проведением ГРП и на основании экономического анализа определяется оптимальная геометрия трещины, т.е. оптимальный вариант проведения ГРП.

Определение оптимальности так же включает в себя анализ метода оптимальной добычи нефти. Практика показывает, что определение и применение оптимальной геометрии трещины обеспечивает фонтанный способ добычи после ГРП. По выбранному варианту ГРП выполняется подробное проектирование и планирование по подготовке скважины и проведению самого гидроразрыва, которые учитывают фонтанную эксплуатацию скважины.

Проект состоит из следующих подразделов:

входные геологические и технологические данные;

подготовительные работы;

спуск и монтаж оборудования, основываясь на компьютерном анализе напряжений;

продавка пласта;

пробный ГРП и замер температуры в стволе скважины;

гидроразрыв пласта (с приложением таблиц и графического изображения о последовательности и параметрах процесса);

очистка и освоение скважины;

гидродинамические исследования, прогноз добычи и критерии эксплуатации. Все вышеуказанные пункты проекта выполняются специалистами фирм, указанных выше.

4.10.4 Выполнение и технологическое сопровождение работ, анализ и составление отчета о выполнении

Подготовка скважин к ГРП, спуск, монтаж и проверка функциональности оборудования осуществляется бригадами вышеуказанных фирм согласно проекта. Как уже было сказано, подземное оборудование используется как для проведения ГРП, так и для эксплуатации. Этим целям соответствует НКТ из стали высокой прочности и гидравлический пакер. Напряжение и нагрузки на пакер и устье скважины определяются при помощи компьютерных программ. Перед спуском оборудования в скважину проводится очистка эксплуатационной колонны скважины и спуск шаблона. В проекте и плане работ указывается подробное описание порядка спуска и монтажа оборудования, а также порядок проверки его функциональности.

4.10.5 Продавка пласта и проведение пробного ГРП

Подготовительные работы для проведения основного ГРП, т. е. продавка пласта и проведение пробного ГРП, выполняется бригадами подрядчиков.

После спуска и монтажа оборудования проводится продавка пласта (закачка 10м³ дизельного топлива при скорости закачки в 1.5м³мин). При продавке пласта проверяется функциональность оборудования, открываются закупоренные перфорационные отверстия и определяется проницаемость и пластовое давление.

Следующим этапом выполнения проекта является проведение пробного ГРП. Он осуществляется закачкой 20-30м³ рабочей жидкости (гель на основе дизельного топлива) при скорости закачки в 4м³мин. Основной задачей проведения пробного ГРП является проверка коэффициента фильтрации рабочей жидкости (уход жидкости из созданной трещины в поровые пространства пласта). Кроме этого, замером температуры после проведения пробного ГРП определяется высота созданной трещины. Это дает возможность корректировать параметры при проведении основного ГРП в разделе плана по проведению основного ГРП.

4.10.6 Основной ГРП

Основной ГРП также проводится бригадами подрядчика. ГРП может быть успешно выполнен только при строгом соблюдении определенных проектом параметров. Поэтому важным пунктом процесса является испытание функциональности всего наземного оборудования и готовность всего персонала к началу процесса.

Первой частью процесса является закачка геля без проппанта до тех пор, пока не будет создана трещина достаточной длины и ширины, которая должна обеспечить нормальное движение проппанта в трещину. Затем закачивается проппант в растворе геля, а в конце данной операции раствор геля и проппанта в НКТ прокачивается чистым гелем.

Давление ГРП на забое скважины Р_з определяется по формуле:

Р_з=Р_г+Б_р,

где: Б_р - предел прочности пород продуктивного пласта на разрыв, Мпа;

Р_г - величина горного давления, определяется по формуле:

Р_г=Н?с?10(е^-5),

где: Н - глубина обрабатываемого пласта, м;

с - плотность пород, слагающих разрез скважины, кг/м³.

Давление ГРП на устье скважины Р_у определяется по формуле:

Р_у=Р_г+Б_р+Р_тр-Р_пл,

где: Р_тр - потери давления из-за трения жидкости в трубах, МПа;

Р_пл - пластовое давление, МПа.

После разрыва пласта для увеличения приемистости скважины увеличивают расход жидкости и поднимают давление разрыва. При получении величины трещины, соответствующей проектной, начинается закачка расклинивающего материала в трещину для ее закрепления. Эта стадия проходит при максимальных давлениях и производительности для обеспечения максимального раскрытия созданных трещин.

Рис. 5.1 Условия разрывов пластов

Рис. 5.2 Схема разрыва пластов

Непосредственно после закачки расклинивающего материала без снижения темпов производится его продавка в пласт чистой жидкостью в объеме, равном объему труб; затем останавливаются все агрегаты, закрывается устьевая задвижка и скважина не менее суток находится на распределении давления и распаде геля.

Во время процесса ГРП в затрубном пространстве скважины поддерживается давление от 80-130 МПа с целью уменьшения перепада давления на НКТ и пакер.

Все параметры ГРП (давление на насосных агрегатах, мгновенные и накопленные расходы жидкости и закрепляющего материала, давление в затрубном пространстве, суммарный расход жидкости, плотность смеси) выводятся на станцию контроля и управления процессом и регистрируется в памяти компьютеров.

По окончании ГРП скважина закрывается на 12 часов для смыкания трещины до расклиненной проппантом ширины и для разрушения гелеобразной структуры.

4.10.7 Освоение и очистка призабойной зоны

Эта часть процесса выполняется бригадами подрядчиков. Некоторые из скважин могут быть освоены фонтаном. Скважины, которые не смогут фонтанировать, осваиваются методом свабирования с определением гидродинамических характеристик пласта с последующим переводом на механизированный способ эксплуатации. Необходимо обратить внимание на то, что проектом предусмотрено применение установки «БНКТ» (Гибкая труба) для освоения скважин, но данная установка до сих пор отсутствует. Установка «БНКТ» является более эффективной по сравнению со свабированием, особенно если требуется промывка оставшегося в скважине проппанта.

4.10.8 Гидродинамические исследования

Гидродинамические исследования включают в себя замер дебитов, динамического градиента давления, снятия кривых забойного давления и восстановления давления. Это выполняется по программе специалистов подрядчиков.

4.10.9 Комиссионная передача скважины и отчет о выполнении проекта

После этого проводится комиссионная передача скважины департаменту добычи, а специалисты подрядчиков продолжают свою работу по данной скважине. Комплексным компьютерным анализом кривой давления до и после закачки рабочей жидкости и проппанта и особенно анализ кривой восстановления давления после вывода скважины в режим определяют фильтрационные свойства пласта и трещины, а также ее геометрию (высота, ширина и длина). Основываясь на вышеуказанных анализах, т. е. уточнении данных, выполняется окончательное прогнозирование добычи нефти для данной скважины. Затем составляется отчет о выполнении работ по данной скважине, включая все перечисленные анализы.

Результаты анализов и накопленный на предыдущих скважинах опыт используется для уточнения «картины» пластов и корректировки параметров ГРП.

5. Специальная часть

5.1 Причины снижения проницаемости пластов

В западно-Сибирском регионе и в целом по России в основном применяется бурение скважин при помощи забойных двигателей, приводимых в движение буровым раствором, циркулирующим в скважине. В процессе бурения образуется шлам, который выносится из скважины на поверхность буровым раствором. Разбуривание продуктивных зон с применением необработанных буровых растворов на водной основе приводит к разбуханию глин присутствующих в пласте, и засорению пласта глинистой фазой бурового раствора. Попадание воды в продуктивный пласт влечет за собой снижение фазовой проницаемости пласта для нефти.

При цементировании эксплуатационной колонны также происходит кальматация продуктивного горизонта по всей ее длине, включая продуктивный горизонт. В силу высокого удельного веса тампонажного раствора происходит значительное отфильтровывание его в продуктивные горизонты, что зачастую влечет за собой необходимость производства ГРП для восстановления связи скважины с коллектором.

Наиболее распространенный метод перфорации, кумулятивный метод, также имеет некоторые отрицательные черты. При простреле колонны на стенках перфоканала и в пласте образуется стекловидная пленка из-за высокой температуры взрыва. Кроме того канал загрязняется продуктами взрыва и частицами перфозаряда.

Такие загрязнения призабойной зоны скважины приводят к потребности применения ГРП для восстановления связи с чистым незакальматированным коллектором.

5.2 Анализ результатов применения ГРП

Основной причиной низкой эффективности эксплуатации добывающих скважин малопродуктивных залежей заключается в значительных фильтрационных сопротивлениях, возникающих между зонами нагнетания и отбора.

ГРП является, по сути, технологией, позволяющей увеличить область дренирования пласта. Без ГРП осуществляется радиальный приток жидкости, направленный к одной точке элемента - забою скважины. После ГРП создающаяся зона трещиноватости является активной дренажной системой, позволяющей увеличить удельную поверхность породы, участвующей в фильтрации.

После разрыва пласта и закрепления трещины проппантом образуется двойная среда - трещины (высокопроводящие каналы ) и поровые блоки (исходная матрица породы). Фильтрация флюидов происходит аналогично и в микрообъеме пласта (в керне).

В первую очередь вытеснение нефти происходит из наиболее крупных пор, характеризующихся лучшими коллекторскими свойствами, и одновременно с этим начинается фильтрация нефти из более мелких пор в более крупные.

В случае с гидроразрывом первоначальное движение флюидов осуществляется по трещинам (высокопроводящим каналам) и одновременно с этим происходит фильтрация нефти из поровых блоков (матрицы породы) в трещины.

Запасы нефти поровых блоков, расположенные в контактной зоне с трещинами, вытесняются достаточно высокими темпами. Скорость же фильтрации флюидов из удаленных частей поровых блоков в контактную зону определяется уже параметрами исходной матрицы. Приток жидкости из удаленной области не компенсирует объема флюидов, мигрировавшего из контактной зоны в трещины.

Эти факторы обуславливают темпы затухания эффекта. Чем более уплотнен коллектор, более сложна структура его поровых каналов, чем ниже его проницаемость, тем существеннее снижение дебита жидкости добывающей скважины в процессе эксплуатации, тем меньше общая эффективность процесса ГРП.

В соответствии с вышеизложенным, при гидроразрыве изменяется неоднородность пласта по проницаемости. Чем ниже проницаемость исходной матрицы, тем выше неоднородность по проницаемости после ГРП, тем больше вероятность резкого обводнения до 90% и выше.

Высокие давления нагнетания, значительное превышение объемов закачиваемой воды над отбираемой жидкостью приводят к разрушению первоначального скелета породы.

Все эти примеры говорят о том, что при реализации ГРП необходим тщательный контроль за состоянием разработки и регулированием процесса вытеснения нефти из недр. Также необходимо отметить, что все перчисленные факторы свидетельствуют о том, что вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов даже с помощью гидроразрыва пласта в плане обеспечения приемлемых темпов отбора жидкости, благоприятной динамики обводнения, представляет собой достаточно сложный и комплексный процесс.

За период с 01.1998 по 12.2003г. на Ем-Ёговской площади Красноленинского месторождения проведено 333 операции ГРП на пласт ВК-1. За этот период из скважин , по которым была проведена операция ГРП была получена дополнительная добыча по нефти в 1019869 т. Динамика проведения ГРП и дополнительная добыча от проведения этих операций по годам приведена на рисунке 5.1., динамику дополнительной среднесуточной добычи нефти на одну скважину и суммарную дополнительную среднесуточную добычу нефти по годам более наглядно можно просмотреть на рис. 5.2.

Рис. 5.1. Динамика проведения ГРП и дополнительная добыча от его проведения по годам.

Рис. 5.2. Динамика дополнительной среднесуточной добычи нефти

Проведем более детальный анализ по ГРП, проведенным за последний (2003) год.

За 2003 год на Ем-Ёговской площади Красноленинского месторождения было проведено 45 операций ГРП, в результате проведения которых было получено 256869 т. дополнительной добычи нефти.

Дебит скважин до ГРП изменялся от 0 до 57,4 т. по жидкости, от 0 до 11,5 т. по нефти, обводненность изменялась от 14,9% до 90,52% (по скважинам не дающим продукцию, соответственно, 0%).

После проведения ГРП первый месяц скважины работали с дебитами жидкости от 24,4 до 132,8, по нефти от 8 до 53 и с обводненностью от 17,9% до 82,6%.

Более подробную информацию о распределении скважин по объемам добычи жидкости и нефти, а также по обводненности можно просмотреть в таблицах (5.1.-5.6.).

ГРП проводился, в основном, в низкодебитных скважинах (до 10 т/сут - 71,11%, всего 5 скважин (11%) имели дебит более 20т/сут по жидкости, а по нефти 95,55% скважин имели дебит до 8 т/сут), причем 16 из этих скважин продукцию не давали совсем. Скважины в которых производилась операция ГРП имели обводненность продукции, в основном, 30 - 90 % (72,4% из числа скважин, дающих продукцию), 20,7% скважин имели обводненность продукции от 10 до 30% и 6,9 (2 скважины) более 90% (соответственно из числа скважин, дающих продукцию).

Весь ГРП был проведен на пласт ВК-1.

Таблица 5.1 Распределение скважин по дебитам жидкости до ГРП.

Интервал дебитов жидкости, т/сут.
<1	1-2	2-5	5-10	10-20	> 20
18	1	3	10	7	6

Таблица 5.2 Распределение скважин по дебитам нефти до ГРП.

Интервал дебитов нефти, т/сут
<5	5 - 10	10 - 15	>15
33	10	2	0

Таблица 5.3 Распредение скважин по обводненности продукции до ГРП.

Интервал обводненности, %
0	0-10	10-20	20-30	30-50	50-70	70-90	>90
16	-	3	3	8	5	8	2

Таблица 5.4 Распределение скважин по дебитам жидкости после ГРП.

Интервал дебитов жидкости, т/сут.
<1	1-2	2-5	5-10	10-20	20-30	30-40	40-50	>50
0	0	0	1	5	14	14	9	2

Таблица 5.5 Распределение скважин по дебитам нефти после ГРП

Интервал дебитов нефти
<10	10 - 20	20 - 50	50 - 70	>100
1	5	37	2	0

Таблица 5.6 Распредение скважин по обводненности продукции после ГРП.

Интервал обводненности, %
0	0-10	10-20	20-30	30-50	50-70	70-90	>90
0	0	1	4	20	10	8	0

При проведении ГРП в качестве закрепителя трещин применялся высокопрочный искусственный песок проппант. Фактические объемы закачки проппанта изменялись в пределах 15,3 - 34,7 т. Размер проппанта, в основном, 12/20 и только в двух скважинах применялся проппант 12/18.

Средний дебит скважин по жидкости после ГРП возрос в среднем в 7,5 раза (от 8,93 т/сут до 67,4т/сут), по нефти - в 11,2 раза (от 2,87 до 32,16 т/сут), однако увеличилась и средняя обводненность по скважинам в 1,437 раза (от 34,29 до 49,28). Все сравнения проведены относительно первого месяца работы скважин после проведения операции ГРП. Но как видно на диаграмме (рис. 5.3.), иллюстрирующей работу части скважин, по которым ГРП был проведен в январе месяце 2003г. и работу которых мы можем анализировать за более продолжительный период времени, во втором месяце работы эти скважины давали намного меньший дебит, по жидкости он снизился порядка 25 тонн, а по нефти порядка 10 тонн, обводненность продукции также начала снижаться, однако снижаться она начала меньшими темпами, чем добыча.

Рис. 5.3. Динамика добычи жидкости и нефти и обводненности продукции после ГРП

На 4-й месяц работы скважин после проведения ГРП добыча,как по жидкости, так и по нефти стабилизировалась, а обводненность продукции к концу года начала резко увеличиваться.

Характеристика полученная при анализе работы этих скважин, после проведенного в них ГРП, применима и к другим скважинам.

В 14-ти скважинах из 45-ти (31%) был проведен повторный ГРП в остальных, соответственно, первичный.

Необходимо заметить, что по пласту ВК-1, практически не осталось операций ГРП без РИР, т.к. существует необходимость на оставшемся фонде перед ГРП проводить РИР, что приводит к удорожанию комплекса операций по скважине.

Как видно из диаграмм (Рис.5.4., 5.5.), в общем случае, несмотря на то, что после повторного ГРП добыча по жидкости заметно ниже, чем после первичного, вследствие меньшей обводненности, добыча нефти после повторного ГРП немного выше, что важно. Также после проведении ГРП без РИР, добыча как жидкости, так и нефти по этим скважинам выше, чем в скважинах, в которых ГРП был произведен с РИР, но при этом с меньшей обводненностью продукции, что важно.

В среднем, по опыту проведения ГРП на Ем-Ёговской площади Красноленинского месторождения, эффект от ГРП продолжается примерно 3 года. Однако, есть такие скважины, по которым дебит жидкости снижается ниже базового в течение трех- четырех месяцев, но по нефти остается на том уровне, который получили в первый месяц после проведения ГРП.

Рис. 5.4. Средние показатели работы скважин после проведения операции ГРП за 2003 год

Рис. 5.5. Средняя дополнительная добыча от одной скважины после проведения ГРП

5.3 Причины снижения эффективности ГРП

На основании опыта производства ГРП можно судить о характере поведения скважин после процесса и выявить причины отклонения их параметров от ожидаемых.

Замечено, что не все скважины ведут себя в процессе эксплуатации как ожидалось, и в большинстве случаев это не зависит от успешности проведения ГРП, а связанно с работами, произведенными на скважинах после ГРП. Это: глушение скважин солевым раствором; срыв и извлечение пакера из скважины; спуск пера-воронки на колонне НКТ и промывка скважины от проппанта с допуском до забоя; перевод скважины на воду и освоение ее компрессированием; спуск в скважину подземного оборудования.

Очевидно, что скважина, обладающая после ГРП повышенной приемистостью, в процессе проведения этих операций активно поглощает солевой раствор и воду, вследствие чего фазовая проницаемость коллектора и проппанта падает. Кроме того на забой зачастую оседает пачка солевого раствора, снижая депрессию на пласт, что при невысоких пластовых давлениях существенно снижает продуктивность скважины.

5.4 Предложения по сокращению сроков проведения ГРП

Усовершенствование цикла ГРП возможно за счет применения новой технологии - комплекса гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ) или Койл-тюбинга. Данная технология позволяет осуществлять промывку забоя скважин после ГРП с одновременным вызовом притока нефти из пласта, что способствует не только качественной очистке забоя от незакрепленного проппанта, но и удалению из трещины фрагментов разрушенной в результате разрыва породы, утерянного солевого раствора, а в конечном итоге - более продолжительной работе электроцентробежных насосов - ЭЦН.

Общая процедура выведения скважины в режим добычи после проведения ГРП:

· Монтаж ГНКТ на месте производства работ. Все линия закрепляются с соблюдением мер техники безопасности. Совещание по технике безопасности для личного состава бригады перед началом работ;

· Опрессовка наземных линий и превентора в течение 5 минут. Убедиться, что гибкая НКТ оснащена двумя обратными клапанами в непосредственной близости от компоновки низа колонны (КНБК);

· Спуск гибкой НКТ. Промывка раствором. При спуске инструмента через каждые 500 метров проверять вес, убедившись, что индикатор веса оттарирован с учетом плавучести трубы;

· Замер глубины верха пробки проппанта/песка. Промывка до искусственного забоя на максимальной подаче насоса;

· По достижении искусственного забоя промывка минимум двумя объемами затрубного пространства или до чистой промывочной жидкости (рекомендуется наиболее продолжительный способ);

· Подъем ГНКТ до рекомендуемой глубины и начало прокачки азота, поддерживая производительность примерно 50 куб.м/час;

· Закачка раствора со спуском до искусственного забоя, промывка двумя объемами затрубного пространства или до чистой промывочной жидкости;

· Проверка скважины на приток. Подъем и демонтаж гибкой НКТ;

· Спуск и запуск основного ЭЦН и использование частотного преобразователя.

· Постепенный вывод скважины на режим в течение 48 часов. Регулярный отбор проб жидкости для определения концентрации механических примесей. Данные последних 12 часов исследования могут быть полезны для оценки производительности скважины после ГРП и для подтверждения расчета основного размера ЭЦН;

Общее время выполнения промывки для большинства скважин, как показывает практика, не превышает 12-16 часов. При этом скорость собственно промывки в нормальных условиях составляет 100 метров за 6 часов или примерно 15 метров в час.

Применение ГНКТ позволит сократить общую продолжительность цикла ГРП до 13 суток.

Произведение промывки скважины после ГРП посредством комплекса гибкой НКТ с использованием различных жидкостей, способствует минимизации выноса проппанта и других механических примесей.

Среднее время на выполнение работ ГНКТ - 2 или 3 дня в зависимости от длины интервала, подлежащего очистке.

Средняя цена услуг ГНКТ - 30 000 долл. США

США Среднее время на выполнение работ ГНКТ - 2 или 3 дня в зависимости от длины интервала, подлежащего очистке. Для бригады КРС данная операция занимает 14 - 18 дней, в зависимости от сложности проблемы.

Стоимость ремонта будет около 15 000 долл. США.

Относительно высокая цена работы станка КРС связана с необходимостью смены эксплуатационной колонны НКТ, в то время как ГНКТ делает промывку внутри эксплуатационной колонны.

Технология ГНКТ предлагает ускоренное выполнение операции по промывке скважин по сравнению с традиционной установкой КРС. В дополнение к этому, ГНКТ обеспечивает более надежный контроль состояния скважины, благодаря высокой автоматизации и компьютерному обеспечению процесса. Вместе с промывкой ГНКТ также обеспечивает закачку азота.

На выполнение одной работы комплексу ГНКТ в среднем достаточно двое суток. Следовательно, в течение месяца ГНКТ вполне может справиться с промывкой 12 скважин. Оставшееся время (6-7 дней в месяц) может быть использовано для техобслуживания, текущего и капитального ремонта оборудования.

5.4.1 Основные преимущества применения ГНКТ

· Промывка через эксплуатационную колонну НКТ;

· Сокращение времени операции и увеличение количества операций в месяц;

· Увеличение добычи из окружающих эксплуатационных скважин. Преимущество ГНКТ основано на увеличении количества операций за определенный период времени. Валовой доход будет зависеть в основном от дебита окружающих нефтяных скважин. Изменение дебитов обычно начинается через 1-2 месяца после промывки;

· Обнаружение неправильного профиля закачки воды, промывка ствола ГНКТ дает возможность проведения каротажа профиля притока. Можно сэкономить значительные средства, если удастся вовремя заглушить ненужную скважину.

· Обнаружение повреждений стенок труб. Возможность своевременного КРС;

· Более высокая степень контроля скважины, т.к. среднее давление в нагнетательных скважинах - 120 бар.

Тот факт, что скважина может начать добычу с большим дебитом сразу после ремонта делает использование ГНКТ весьма привлекательным.

5.4.2 Сравнение возможностей станка КРС и комплекса ГНКТ

· Станок КРС не в состоянии удалить песок быстро и эффективно. Это может быть в случаях проблемы с контролем скважины или существует риск потери циркуляции;

· Скважина работает с дебитом не менее 30 тонн нефти в сутки;

· Велика вероятность потери циркуляции. ГНКТ имеет большое преимущество в использовании метода моделирования реальных условий в стволе. Выбор жидкости обработки с подходящими реологическими свойствами или азота помогает уменьшить плотность циркулирующей жидкости и увеличить угловую скорость для облегчения выноса частиц из ствола скважины;

6. Экономическая часть

6.1 Технико-экономическое обоснование применения комплекса ГНКТ

Основное преимущество применения комплекса ГНКТ перед использованием станка КРС - это сокращение сроков проведения цикла ГРП в среднем на 15 суток, что, естественно, ведет за собой дополнительное количество рабочих дней каждой скважины в году, а следовательно и большее количество добытой нефти.

За счет увеличения количества дней работы добывающих скважин, соответственно и добычи нефти, увеличиваются и доходы предприятия.

Если учесть, что доход от добычи нефти расчитывается исходя из среднего дебита скважин, времени работы скважин в году, цены на нефть и затрат на произведение работ, то сравнение доходов от применения комплекса ГНКТ и станка КРС можно произвести следующим образом:

П_Ч = П_Р - Н_ПР

где П_Ч - чистая прибыль

Н_ПР - налог на прибыль

П_Р - прибыль от реализации продукции

П_Р = ВР - З

где ВР - выручка от реализации продукции

З - затраты на проведение промывки

ВР= Q_Н*T_работы*Ц_Н

П_Р =Q_Н*T_работы*Ц_Н - З

П_{Р КРС}=Q_Н*T_работы*Ц_Н - 15000*45

П_{Р ГНКТ}=Q_Н*(T_работы+15*45)*Ц_Н - 30000*45

Д П_Р = П_{Р ГНКТ} - П_{Р КРС} = (Q_Н*(T_работы+15*45)*Ц_Н - 30000*45) -

- (Q_Н*T_работы*Ц_Н - 15000*45) = Q_Н*T_работы*Ц_Н + Q_Н*T_работы*15*45*Ц_Н -

- 30000*45 - Q_Н*T_работы*Ц_Н - 15000*45 =

= Q_Н*15*45*Ц_Н - 15000*45

Н_ПР = П_Р*С_н.пр./100%

где С_н.пр - ставка налога на прибыль (с1.01.02г. 24%)

Т.е. за счет того, что каждая скважина, в результате применения этой технологии, работает на 15 дней больше в первом году после проведения операции ГРП, предприятие получает дополнительную прибыль Д П_Р, которая равна при среднем дебите, примерно, 23 тонны в сутки и цене на нефть на 14.05.04г. 302 $/тн

Д П_Р = 23*15*45*302 - 15000*45 = 4 013550 US$

что составляет 112 379 400 рублей

Н_ПР = 112 379 400 *24_.%/100% = 26 971 056 руб

Чистая прибыль от реализации применения комплеса ГНКТ для промывки скважины после проведения ГРП по сравнению с прибылью от применения станка КРС

П_Ч = 112 379 400 - 26 971 056 = 85 408 344 руб

т.е. предприятие, в случае использования данного оборудования при проведении цикла ГРП в текущем году при таком же количестве операций ГРП, примерно, 85 млн. руб. Несмотря на то, что в расчете приняты цены на нефть за 15.05.04г применительно для дебитов 2003г., учитывая, что эффективность от ГРП на Ем-Ёговской площади Красноленинского месторождения постоянно высока, то можно исходить из того, что если в текущем году будет произведено столько же операций ГРП по этой же площади, то предприятие получит прибыль от применения комплекса ГНКТ, равную расчетной сумме, в случае большего количества операций ГРП, соответственно, еще большую прибыль.

Промывки песка представляются хорошим подспорьем для выполнения программы капитальных ремонтов, особенно когда песок остается в эксплуатационной НКТ. В этом случае установка КРС не может поднять колонну. Потребуется доставка НКТ малого диаметра (1,5 дюйма), что повлечет дополнительное время простоя.

Помимо подобных сложных проблем ГНКТ предлагает более высокую эффективность и надежность по сравнению с установками КРС. Хотя их услуги дешевле, они не имеют достаточного вспомогательного оборудования, что отрицательно сказывается на производительности их труда.

Однако у этоко комплекса, естественно, имеются свои недостатки. Чтобы конкурировать с КРС, технология ГНКТ должна предлагать более совершенные технические решения, такие как:

· Специально подобранная рабочая жидкость, которая обеспечит очистку в самых критических ситуациях (обсадная труба 5,12 дюйма и отклонение ствола свыше 15 градусов);

· Комплект инструментов ГНКТ, который позволил бы разрушать любые песчаные пробки.

7. Охрана окружающей среды и техника безопасности

7.1 Техника безопасности

7.1.1 Охрана труда

Система управления охраной труда состоит из регламентированных законодательными актами и нормативными документами взаимосвязанных социально-экономических и организационных мероприятий, методов и средств, направленных на формирование безопасных и здоровых условий труда на производстве. Она устанавливает и регламентирует единый порядок разработки и осуществления организационно-профилактических мероприятий по обеспечению безопасных и здоровых условий для эффективного и высокопроизводительного труда.

Система управления охраной труда направлена на решение следующих задач:

совершенствование организации работы в области охраны труда на всех уровнях управления производством;

установление единого порядка обучения работников безопасным методам работы;

обеспечение безопасности производственного оборудования и производственных процессов;

соблюдение требований охраны труда на стадии проектирования, строительства и приемки в эксплуатацию объектов производственного назначения;

содержание зданий и помещений в нормальном состоянии;

нормализация санитарно-технических условий труда;

обеспечение работников средствами индивидуальной защиты;

санитарно-бытовое обслуживание работающих;

обеспечение своевременного и правильного расследования и учета несчастных случаев на производстве и устранение их причин;

повышение активности и заинтересованности рабочих. Служащих и инженерно-технических работников в работе по обеспечению безопасных условий труда и вовлечение в нее широкого круга работающих, профсоюзного актива;

укрепление трудовой и производственной дисциплины;

обеспечение соблюдения работающими требований правил, норм и инструкций по технике безопасности;

повышение ответственности руководящих и инженерно-технических работников за безопасность труда.

Решение указанных задач обеспечивается совместной деятельностью руководящих и инженерно-технических работников предприятий и профсоюзной организацией в соответствии с возложенными на них функциями.

Роль критериев управления охраной труда играют показатели безопасности труда, имеющие количественное и качественное выражение. Большинство опасных и вредных производственных факторов можно измерить и полученные значения сравнить с нормативными или оптимальными параметрами, установленными правилами, нормами, стандартами и другой нормативно-технической документацией по безопасности труда.

7.1.2 Требование безопасности при проведении ГРП ОАО «ТНК-Нягань»

Работы по обеспечению безопасности проведения гидравлического разрыва пласта должны выполняться в соответствии с разделом 4.13 « Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности», утвержденных Госгортехнадзором СССР 31.01.1974г, в соответствии с которыми основные требования нижеследующие:

Гидравлический разрыв пластов должен производиться под руководством инженерно-технического работника по плану, утвержденному главным инженером предприятия.

При проведении гидравлического разрыва пласта, когда давление может оказаться выше допустимого для эксплуатационной колонны, следует производить пакерование колонны.

Места установки агрегатов для гидроразрыва пластов должны быть соответствующим образом подготовлены и освобождены от посторонних предметов, препятствующих установке агрегатов и прокладке коммуникаций.

Агрегаты для гидроразрыва пластов должны быть установлены на расстоянии не менее 10м от устья скважины и расставлены так, чтобы расстояние между ними было не менее 1м и кабины их не были обращены к устью скважины.

Агрегат должен соединяться с устьевой арматурой специальными трубами высокого давления.

На устьевой арматуре или нагнетательных линиях должны быть установлены обратные клапаны, а на насосах - заводские тарированные предохранительные устройства и манометры. Предохранительные устройства должны удовлетворять требованиям, изложенным в Правилах.

Выкид от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.

Для замера и регистрации давления при гидроразрыве к устьевой арматуре должны быть подсоединены показывающий и регистрирующий манометры, вынесенные на безопасное расстояние.

После окончания обвязки устья скважины следует опрессовать нагнетательные трубопроводы на полуторакратное давление от ожидаемого максимального при гидравлическом разрыве пласта.

При гидравлических испытаниях оборудования и обвязки устья скважины обслуживающий персонал должен быть удален от испытываемых объектов за пределы опасной зоны.

Выхлопные трубы агрегатов и других машин, применяемых при работах по гидроразрыву, должны быть снабжены глушителями-искрогасителями.

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

Во время работы агрегатов запрещается ремонтировать их или крепить обвязку устья скважины и трубопроводов.

Перед отсоединением трубопроводов от устьевой арматуры следует закрыть краны на ней и снизить давление в трубопроводах до атмосферного.

В зимнее время после временной остановки работ следует пробной прокачкой жидкости убедиться в отсутствии пробок в трубопроводах.

Запрещается подогревать систему нагнетательных трубопроводов открытым огнем.

Фирмы подрядчики часто вносят свои дополнительные условия в правила техники безопасности такие как: ограничение максимального рабочего давления, количество и параметры предохранительного оборудования, обязанности персонала и т.д., например фирма «Халлибертон» (см. приложение 2).

7.1.3 Безопасность эксплуатации нефтяных скважин при гидравлическом разрыве пласта

Гидравлический разрыв пласта является одним из наиболее эффективных способов воздействия на призабойную зону пласта. Сущность метода ГРП заключается в создании в обрабатываемом пласте одной или целого ряда трещин с помощью жидкости разрыва. Для закачивания в скважину жидкости под высоким давлением используют насосные установки.

Важным условием безопасности при использовании насосных установок является установка на насосах заводских тарированных предохранительных устройств и манометров. Выкид от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат. На нагнетательных линиях (на блоке манифольда) должны быть установлены обратные клапаны.

При обслуживании пескосмесительных агрегатов возникает опасность падения в бункер при отсутствии сеток на них, а так же падения с высоты при неисправности площадок со складывающимися ограждениями и лестниц с перилами для подъема на бункер.

Устье скважины при ГРП оборудуют специальной арматурой, в корпусе головки которой помещены резиновые уплотнители и нажимные металлические кольца, предназначенные для герметизации межтрубного пространства. Для замера и регистрации давления при гидроразрыве к арматуре должны быть присоединены показывающий и регистрирующий манометры, вынесенные с помощью импульсивных трубок на безопасное расстояние. Арматура соединяется с агрегатом специальными трубами или клапанами высокого давления. При обслуживании автоцистерн, предназначенных для перевозки жидкости, применяемой при разрыве пласта и подачи её в насосные агрегаты под давлением, особое внимание должно быть обращено на исправность дыхательного клапана, редукционного клапана на насосе, исправность лестниц с перилами, со складывающимися ограждениями для обслуживания люка и дыхательного клапана и др.

Большое значение для безопасности проведения гидроразрыва имеют подготовительные мероприятия. Территория вокруг скважины должна быть очищена и по возможности выровнена. Все предметы, препятствующие размещению оборудования и прокладке трубопроводов. Должны быть убраны, а подъездные пути к скважине приведены в порядок.

Перед проведением работ по ГРП необходимо проверить исправность оборудования, предохранительных устройств, контрольно-измерительных приборов и всех устройств по технике безопасности. Оборудование и нагнетательные линии после их монтажа на скважине опрессовывают на полуторакратное давление от ожидаемого при гидравлическом разрыве пласта. При проведении гидроразрыва зона вблизи агрегатов, трубопроводов, арматуры устья, находящаяся под высоким давлением, опасная. Поэтому перед началом работ по ГРП, так же как и перед опрессовкой оборудования, все люди должны быть удалены от устья скважины с таким расчетом, чтобы кабины установок не были обращены к устью скважины. Расстояние между установками должно быть не менее 1м. По окончании работ по ГРП перед отсоединением трубопроводов от головки необходимо, закрыв краны на головке, снизить давление в трубопроводах, остатки растворов допускаются сливать только в промышленную канализацию, нефтеловушку или емкость. При перерывах в работе, остановках в зимнее время для того, чтобы убедиться в отсутствии ледяных пробок в трубопроводах, пускать насос следует только после пробной прокачки жидкости по трубам. В связи с тем, что при гидроразрыве пластов применяют мощные установки и механизмы, при их работе создается интенсивный шум, превосходящий санитарные нормы на 15-17дб. ВНИИТБ разработаны звукопоглощающие облицовочные маты, которые снижают уровень шума в кабине машиниста-водителя на 18-20дб.

7.1.4 Пожарная безопасность на предприятии

7.1.4.1 Общие вопросы пожарной профилактики

Пожарная профилактика - это совокупность основных противопожарных мероприятий, направленных на исключение возникновения пожаров. Мероприятия по пожарной безопасности разделяются на 4 основные группы:

предупреждение пожаров, т.е. исключение причин их возникновения;

ограничение сферы распространения огня;

обеспечение успешной эвакуации людей и материальных ценностей из сферы пожара;

создание условий эффективного тушения пожаров.

Меры пожарной безопасности необходимо проводить с момента начала разработки нефтяного месторождения.

Ограничение сферы распространения огня, т.е. исключение причин возникновения пожара осуществляют правильной планировкой предприятий, проектированием конструкций, зданий и сооружений с учетом требований пожарной техники, соблюдением соответствующих противопожарных норм, применением огнепреграждающих устройств и т.д.

Правильное размещение производственных зданий и сооружений, а также объектов бурения, добычи нефти и газа, с учетом направления и скорости господствующих ветров, температуры и влажности воздуха, равно как и правильное расположение дорог на территории нефтегазодобывающего предприятия имеет существенное значение в обеспечении пожарной безопасности и успешного тушения пожара. При тушении пожара большое значение имеет правильное водоснабжение, которое нужно осуществить одновременно со строительством и развитием нефтегазодобывающего предприятия.

Противопожарные разрывы (расстояния) между зданиями и сооружениями на нефтегазодобывающем предприятии являются надежным средством ограничения распространения пожаров. При определении величины разрыва между зданиями и сооружениями, объектами бурения, добычи нефти и газа, необходимо, учитывать главным образом, степень огнестойкости этих зданий, сооружений и категорию производить по пожарной опасности. Производства, выделяющие вещества, опасные в пожарном отношении, располагают с подветренной стороны по отношению к населенным пунктам и другим объектам.

Основные указания по пожарной профилактике при проектировании и строительстве имеются в «Строительных нормах и правилах» (СниП), «Указаниях по строительному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности» и «Противопожарных технических условиях строительного проектирования предприятий нефтяной промышленности». Строгое соблюдение этих документов дало возможность принять технически грамотные решения по пожарной профилактике при проектировании и строительстве объектов ОАО «ТНК-Нягань» и непосредственно «Красноленинского» НГДУ.

Обеспечение безопасности людей при пожаре

На случай возникновения пожара в производственных, административных, общественных и других зданиях и помещениях должна быть обеспечена возможность безопасной эвакуации людей.

Безопасность людей на случай пожара должна обеспечиваться:

конструктивно-планировочным решением зданий и помещений, гарантирующим возможность осуществления быстрой эвакуации людей и ограничивающие распространение пожара;

неприменением горючих материалов, а также материалов, способных распространять горение по поверхности и выделять удушающие газы, для отделки стен и потолков на путях эвакуации людей;

постоянным содержанием в надлежащем состоянии специального оборудования, способствующего успешной эвакуации людей в случае пожара или аварийной ситуации (система экстренного оповещения, аварийное освещение, знаки безопасности);

ознакомление всех работающих с основными требованиями пожарной безопасности и мерами личной предосторожности, которые необходимо соблюдать при возникновении пожара, а также планом эвакуации людей из помещения;

содержанием в исправном состоянии устройств, обеспечивающих герметизацию дверей лестничных клеток, коридоров и тамбуров, входящих в систему противодымной защиты;

исправным освещением в ночное время путей эвакуации (коридоров, лестничных клеток, вестибюлей и т. п.);

установлением со стороны администрации систематического контроля за строжайшим соблюдением мер предосторожности при ремонтных работах, эксплуатации электроприборов, электроустановок и отопительных систем.

Обязанности и ответственность руководителей и работников за соблюдением правил пожарной безопасности на предприятии

Ответственность за состояние пожарной безопасности объединений, предприятий, организаций нефтяной промышленности, за содержание в исправном состоянии средств пожарной защиты, использование пожарной техники по прямому назначению, а также за выполнение предписаний и предложений Государственного пожарного надзора возлагается персонально на руководителей этих предприятий и организаций.

Ответственность за пожарную безопасность отдельных объектов (цехов, лабораторий, складов, мастерских и других производственных участков) несут руководители объектов или исполняющие их обязанности, которые назначаются приказом руководителей предприятий и организаций.

На каждом объекте, на видном месте должна быть вывешена табличка с указанием фамилии, имени, отчества и должности ответственного за пожарную безопасность.

Руководители объединений, предприятий и организаций обязаны:

организовывать на подведомственных объектах выполнение правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности ППБО-85 всеми инженерно-техническими работниками (ИТР), рабочими и служащими;

организовать на объекте пожарно-техническую комиссию;

устанавливать в производственных, административных, складских и вспомогательных помещениях строгий противопожарный режим, оборудовать места для курения, установить четкий порядок проведения огневых работ, порядок осмотра и закрытия помещения после окончания работы и постоянно контролировать его строжайшее соблюдение всеми рабочими и обслуживающим персоналом;

периодически проверять состояние пожарной безопасности объекта, боеготовность объектовых пожарных частей;

издавать приказы на основе анализа противопожарного состояния объектов по улучшению пожарной безопасности и принятию конкретных мер к лицам, виновным в нарушении ППБО-85;

предусматривать необходимые ассигнования для выполнения противопожарных мероприятий и приобретения средств пожаротушения;

заслушивать периодически, но не реже одного раза в квартал, предложения пожарно-технической комиссии о работе по улучшению состояния пожарной безопасности предприятия;

организовывать занятия по пожарно-техническому минимуму в отдельных классах (кабинетах), оборудованных для этих целей техническими средствами.

Руководители структурных подразделений, ответственные за пожарную безопасность отдельных объектов, обязаны:

знать технологический процесс производства и выполнять правила пожарной безопасности;

не допускать работ с применением открытого огня (огневых работ) без письменного разрешения главного инженера или руководителя объекта и без согласования с пожарной охраной;

не допускать загромождения предметами подъездов к зданиям и сооружениям, к водоисточникам, дорог к скважинам, производственным объектам, а также проходов в зданиях, лестничных клеток, подступов к пожарному оборудованию;

проверять ежедневно исправность и готовность к действию всех имеющихся средств и приборов пожаротушения, а также знать назначение пожарного оборудования и уметь с ним обращаться;

сообщить немедленно о всех обнаруженных нарушениях правил пожарной безопасности и неисправностях пожарного оборудования в пожарную охрану предприятия и принять меры по их устранению;

вызвать немедленно в случае возникновения пожара или опасного положения, создавшегося вследствие аварии или по другим причинам, пожарную часть, одновременно приступив к ликвидации пожара или аварии, имеющимися в наличии силами и средствами к эвакуации людей.

Руководители предприятий обязаны на основе правил ППБО-85 разработать, согласовать с местной пожарной охраной и утвердить инструкции о мерах пожарной безопасности для всего предприятия в целом, а также для отдельных его объектов и вывесить их на видном рабочем месте. На каждом предприятии приказом руководителя предприятия должны быть установлены порядок и сроки, по которым рабочие, служащие и ИТР обязаны пройти противопожарный инструктаж (первичный и вторичный) и занятия по пожарно-техническому минимуму.

Первичный (вводный) противопожарный инструктаж о соблюдении мер пожарной безопасности должны проходить все вновь принимаемые на работу ИТР, служащие, рабочие. Лиц, не прошедших первичный инструктаж, к работе не допускают. Первичный противопожарный инструктаж с рабочими и служащими можно осуществлять одновременно с инструктажем по безопасному ведению работ.

Вторичный инструктаж проводит на рабочем месте лицо, ответственное за пожарную безопасность на объектах, причем этот инструктаж обязателен при переводе рабочих и служащих из одного объекта на другой применительно к особенностям пожарной опасности данного объекта.

Занятия по пожарно-техническому минимуму проводят по утвержденной руководителем предприятия программе. Задача пожарно-технического минимума - совершенствование пожарно-технических знаний ИТР, служащих и рабочих, работающих на производственных участках с повышенной пожарной опасностью, изучение ими правил пожарной безопасности, вытекающей из особенностей технологического процесса производства, а также более детальное ознакомление с имеющимися средствами пожаротушения и действиями при пожаре. Обучение по программе пожарно-технического минимума следует проводить непосредственно в цехах, на установках, производственных участках, в лабораториях и т.д. Занятия, как правило, осуществляются по группам специалистов (электрогазосварщики, электрики, рабочие нефтескладского хозяйства).

Порядок и программу занятий разрабатывают служба пожарной охраны предприятия совместно со службой охраны труда и техники безопасности. Такие пожарно-технические минимумы следует проводить не реже 1 раза в год в зависимости от профессии персонала.

Лица, виновные в нарушении настоящих правил, в зависимости от характера нарушений и их последствий, несут ответственность в дисциплинарном, административном, уголовном и материальном порядке.

Ликвидация пожаров

Каждый рабочий и служащий предприятия, заметивший пожар, обязан:

немедленно вызвать пожарную часть;

вызвать к месту пожара старшего начальника объекта;

принять меры по ликвидации пожара средствами пожаротушения.

Старший начальник объекта, прибывший к месту пожара, убедившись в том, что пожарная часть вызвана, обязан:

немедленно сообщить о пожаре руководству предприятия;

организовать встречу пожарной части и оказать помощь в выборе кратчайшего пути для подъезда к очагу пожара и введение в действие средств тушения;

удалить из опасной зоны рабочих и ИТР, не занятых ликвидацией пожара;

отключить при необходимости электроэнергию, остановить агрегаты, перекрыть коммуникации, остановить систему вентиляции и выполнить другие мероприятия, способствующие предотвращению распространения пожара;

прекратить работы на объекте в пожароопасной зоне, кроме работ, связанных с ликвидацией пожара.

Общее руководство по тушению пожара по прибытии пожарной части осуществляет старший начальник объекта, который обязан:

немедленно организовать в случае угрозы для жизни людей их спасение и эвакуацию, используя для этого имеющиеся силы и средства.

Руководитель работами по тушению пожара обязан:

ввести при необходимости стационарные средства тушения пожара;

обеспечить защиту людей, принимающих участие в тушении пожара, от возможных поражений электрическим током, отравлений, ожогов;

охладить водой одновременно с тушением пожара технологическое оборудование и строительные конструкции от воздействия высоких температур;

соблюдать технику безопасности при тушении пожара.

По прибытии пожарной части старший начальник объекта, руководивший до этого тушением пожара, обязан:

сообщить старшему начальнику пожарной части необходимые сведения об особенностях горящего объекта и о ходе тушения пожара;

обеспечить безопасность работ пожарных подразделений от воздействия электроэнергии и других факторов.

Старший начальник прибывших пожарных подразделений, в зависимости от обстановки пожара, организует штаб тушения пожара. В состав штаба необходимо включить ответственных представителей предприятия (объекта) - главного инженера, главного механика, руководителя объекта и других в зависимости от создавшейся обстановки.

Представители предприятия, входящие в штаб тушения пожара, обязаны проводить:

консультации по особенностям горящего объекта, технологии, опасности воздействия высокой температуры на технологическое оборудование, продукты аппаратов и емкостей, находящихся в опасной зоне и др.;

обеспечение работ по отключению и переключению коммуникаций, согласно указаниям руководителя тушения пожара;

обеспечение автотранспортом и техникой для выполнения работ по тушению и предотвращению распространения пожара;

корректировку действий служб и отдельных лиц, выполняющих работы по тушению пожара.

По каждому происшедшему на объекте пожару администрация обязана выяснить все обстоятельства, способствовавшие возникновению и развитию пожара (возгорания), и осуществить необходимые профилактические меры.

Пожарная безопасность при ГРП

Помимо опасности, связанной с применением оборудования, находящегося под высоким давлением, возникает пожарная опасность, связанная с применением в качестве жидкости разрыва вязкой нефти, мазутных смесей и др. В связи с этим, особое внимание должно быть обращено на то, чтобы над местом установки насосных и пескосмесительных установок, автоцистерн или емкостей для нефти, а также напорных линий, не проходили силовые или осветительные воздушные электролинии.

Топливные баки силовой установки должны быть расположены в пожаробезопасном месте и защищены от повреждений. Автоцистерны с горючими веществами должны иметь надпись «Огнеопасно», а также должны быть оснащены углекислотными огнетушителями, кошмой (размером 2*2), лопаткой.

Выхлопные трубы установок и других машин, применяемых при гидроразрыве, должны быть снабжены глушителем с искрогасителем. Во избежание взрывов и пожаров подогревать напорные линии и устройства нужно паром или горячей водой.

Ниже приведены требования к обеспечению пожарной безопасности фирмы «Фрак Мастер»:

При производстве ГРП с использованием огнеопасных жидкостей на кусту должны находится два пожарных автомобиля. В одном из пожарных автомобилей должно находиться не менее 5 тонн сухого хим.реагента («Пирант», основные компоненты - бикарбонат натрия и химически осаждённый мел), предназначенного для тушения пожаров на нефтяной основе. Во втором пожарном автомобиле должно находиться не менее 5 м³ воды и не менее 350 литров вспенивающего агента (ПО, 3%).

Пожарный автомобиль с сухим хим.реагентом, обслуживаемый двумя профессиональными пожарными, должен быть установлен на расстоянии не менее 25 метров перед устьем скважины по направлению ветра. Этот автомобиль служит для обеспечения защиты устья скважины, насосных установок и прочего электрического оборудования. Он должен быть оборудован флагом для определения направления ветра.

Пожарный автомобиль, рассчитанный на использование пены, обслуживаемый одним профессиональным пожарным, должен быть установлен на расстоянии не менее 15 метров от булитов с жидкостью для ГРП в стороне, противоположной направлению ветра. Кабина должна быть направлена в сторону от булитов. Этот автомобиль служит для обеспечения защиты булитов ГРП и смесителя.

Запрещено устанавливать пожарные автомобили в местах где они блокируют выезды с куста или аварийные маршруты оборудования ГРП.

Перед началом ГРП пожарные обязаны развернуть рукава, оборудованные соответствующими наконечниками.

Во время замешивания жидкости ГРП, опрессовки и процесса ГРП пожарные должны быть в состоянии готовности и находиться рядом со своими автомобилями для того, чтобы они могли принять немедленные меры в случае возникновения пожара.

В качестве дополнительных средств пожарной защиты должны также использоваться 12-килограммовые огнетушители ВС, установленные по окончании сборки нагнетательных линий в указанных местах, обычно перед транспортным средством с левой стороны.

7.2 Охрана окружающей среды

7.2.1 Охрана окружающей среды на предприятиях ОАО «ТНК-Нягань»

Руководители цехов и установок несут ответственность за создание и поддержание на подчиненных им объектах условий, обеспечивающих нормативное состояние окружающей среды. В цехах издаются «Распоряжения по закреплению работников за участками обслуживания». Природоохранную деятельность в ОАО «ТНК-Нягань» организует и направляет служба охраны природы под руководством главного инженера ОАО. В НГДУ «КН» есть один инженер по охране ОС, который осуществляет свою работу в соответствии с должностной инструкцией. Персональную ответственность за обеспечение охраны ОС в деятельности НГДУ несет главный инженер.

Ежегодно в НГДУ и ОАО «ТНК-Нягань» разрабатываются и согласовываются в контролирующих организациях - в районных комитетах по охране природы - «Планы мероприятий по рациональному использованию природных ресурсов и охране окружающей среды». Отчет осуществляется ежеквартально перед ОАО «ТНК-Нягань» и с последующим отчетом перед «Сиданко».

Мероприятия по ООС включает в себя следующие разделы:

охрана и рациональное использование водных ресурсов;

охрана атмосферного воздуха;

охрана земельных ресурсов (включает в себя мероприятия по рекультивации нарушенных и загрязненных земель).

Источниками загрязнения окружающей среды при сборе, подготовке, транспортировке нефти, ремонтных работах на скважинах являются: неплотности сальников устьевой арматуры;

фланцевых соединений, задвижек;

мерники, сепараторы, резервуары;

факела;

неплотности сальников насосов;

котельные;

аварийные разливы нефти и пластовой воды;

выбросы попутного газа.

Основными загрязнителями окружающей среды в нефтяной промышленности являются:

в атмосферу - углеводороды, окислы азота, окислы углерода, двуокись серы, сажа;

в почву и водные объекты - нефть и нефтепродукты, ингибиторы коррозии и солеотложения, сажа, химреагенты, используемые при работах КРС и ПРС.

Объекты выбросов вредных веществ в атмосферу в НГДУ «КН» определяются расчетным путем по эмпирическим формулам, согласно РД и инструкциям: РД 39-142-96; РД 39-0148070-009-89; РД 51-90-84.

Ежеквартально осуществляется плата за выбросы вредных веществ - 10% отчисляется в федеральный фонд, 90% - в экофонд (окружной). Расчет платы осуществляется в соответствии с « Инструктивно-методическими указаниями по взиманию платы за загрязнение окружающей природной среды» от 1993г и в соответствии с Постановлениями Главы администрации Ханты-Мансийского округа. Разработаны базовые нормативы платы за выбросы 1т загрязняющего вещества и коэффициенты, учитывающие экологические факторы. Для нашей территории установлен экологический коэффициент 2,4 и для города Нягани при выбросах в атмосферу - 2,88.

Плата рассчитывается по формуле:

П = В*k*N ,

где, В - выбросы вредных веществ, т;

k - экологический коэффициент;

N - норматив платы за выбросы 1т определенного вещества.

Норматив платы устанавливается:

в пределах допустимых нормативов выбросов, при наличии разработанных предельно-допустимых выбросов (ПДВ) - N_ПДВ;

в пределах установленных лимитов (временно-согласованных нормативов выбросов - ВСВ). В этом случае получают в комитете по ОП «Разрешение на временные выбросы». ОАО «ТНК-Нягань» рассчитывает плату по ВСВ: N_ВСВ=5*N_ПДВ;

сверхлимитные нормативы при сверхустановленных выбросах - аварийные выбросы в атмосферу и при разливах на землю: N_{св.лимит}=25*N_ПДВ;

Лимитная плата входит в себестоимость продукции, сверхлимитная берется из прибыли предприятия. На 1998г установлен коэффициент индексации (по сравнению с 1993г), равный 40.

В расчет платы включены:

плата за выбросы вредных веществ в атмосферу от факелов, котельных, от сбора, добычи и подготовки нефти, от сварки, резки металлов, от работы станков механической обработки металлов;

плата за размещение твердо-бытовых отходов и производственных, в т.ч. нефтезагрязняющих грунт при авариях. Отходы вывозятся в отведенный отработанный карьер песка. Разрешение выдано Октябрьским комитетом по охране природы сроком на 1 год;

плата за выбросы от передвижных источников с учетом количества используемого топлива: бензина и дизтоплива.

Контроль за природохозяйственной деятельностью нашего предприятия осуществляет комитет по охране природы. За аварийные разливы нефтепродуктов и за загрязнение земель на предприятие на ответственных лиц (мастера, операторы) выписываются штрафы за нарушение Земельного законодательства до 1000 мин. оклада и по природоохранному законодательству до 500 руб. на предприятие. За последние годы основные штрафы были выписаны за загрязнение земли в результате порывов нефтепроводов; на кустовых площадках - загрязнение территории при проведении ремонтных работ ПРС, КРС без емкостей долива, при сбросах на шламовый амбар и на кустовую площадку. Поэтому в настоящий момент перед бригадами ПРС и КРС поставлена задача проведения отработки и сброса давления в емкость или коллектор и состояние кустовой площадки после окончания работ сдается по акту руководству цеха добычи нефти и газа.

7.2.2 Охрана окружающей среды при проведении ГРП на площадях ОАО “ТНК-Нягань”

Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды должны проводиться в соответствии с ГОСТ 17.I.3.12-86 «Общие правила охраны вод от загрязнения при бурении и добыче нефти и газа на суше».

При этом следует выполнять нижеследующие основные мероприятия:

Остатки жидкости гидроразрыва из емкостей агрегатов и автоцистерн должны сливаться в промышленную канализацию, нефтеловушку или специальную емкость. Сливать их на землю запрещается.

Все углеводороды, оказавшиеся на территории вокруг скважины, по окончании работ должны быть собраны и утилизированы, либо сожжены, если утилизация невозможна.

В случае если возникло неуправляемое фонтанирование, необходимо срочно соорудить земляной вал для ограничения возможности растекания пластового флюида по большой территории.

Территория вокруг добывающей скважины в соответствии с действующими нормами должна быть ограждена земляным валом и благоустроена.

Примыкающая к скважине территория в случае причинения ущерба при подъездах и т.д. должна быть рекультивирована для сельскохозяйственного или иного пользования.

7.2.3 Мероприятия по охране недр и окружающей среды.

Мероприятия по охране воздуха

1.1.Поддерживать герметичность системы сбора и транспорта нефти и газа.

1.2.Предусмотреть полную утилизацию попутного газа, в том числе с последней ступени сепарации.

Мероприятия по охране земли и поверхности вод.

2.1.Обеспечиь полную утилизацию промысловой сточной воды путем ее закачки в продуктивные горизонты в течение всего периода разработки месторождения.

2.2.Производить сброс хозяйственно-питьевых стоков в водоемы только после биологической очистки.

2.3.В целях предупреждения нефтегазовых выбросов и открытого фонтанирования необходимо постоянно проводить планово-предупредительные ремонты перекрывающих устройств, обваловок и т.д.

2.4.При освоении и капремонте скважин сбор нефтяной эмульсии осуществлять в нефтяной коллектор или закрытую емкость.

2.5.В куста, расположенных в затапливаемой зоне включая зоны ниже уровня однопрцентной обеспеченности. Организовать бурение поглощающих скважин для закачки использованного бурового раствора (приказ Главтюменнефтегаза № 628 от 11.10.83 г. )

2.6.Строить кустовые площадки и шламовые амбары в соответствии с временным руководством, разработанным Главтюменнефтегазом. Засыпку шламовых амбаров минеральным грунтом производить через 2 года с момента окончания разбуривания куста, после естественного испарения жидкой фазы.

2.7.Рекультивирование земель производить в соответствии с ГОСТ 17.5.3.04-83.

2.8.В поверхностных водотоках организовать отбор проб воды на хим.а нализ в 300м выше и ниже по течению от возможных источников загрязнения.

2.9.Ввиду того, что большое число порывов трубопроводов на месторождениях происходит от механических повреждений, в основном от наезда техники. Организовать движение технологического транспорта на месторождении только по проложенным дорогам с устройством специальных переездов через трубопроводы

2.10.Сохранять и создавать вновь зеленую зону вокруг вахтовых поселков ДНС, ЦТП и др.промышленных объектов.

Мероприятия по охране недр.

3.1.Улучшение герметизации эксплуатационных колонн путем повышения качества работ и применения специальных герметизирующих резьбовых смазок.

3.2. Своевременный ремонт и ликвидация аварийно-осложненного фонда скважин согласно плану-графику.

3.3.Контроль геофизическими методами качества цементирования кондуктора.

3.4.Одну из водозаборных скважин в каждом кусте оборудовать для замеров динамического уровня, дебита и отбора проб на химические анализы подземных апт-сеноманского комплекса.

3.5. Также оборудовать одну из питьевых скважин в районе ДНС,КНС и других промышленных объектов.

3.6. Наблюдения за уровнем, дебитом и химическим составом производить 1 раз в месяц.

7.3 Охрана окружающей среды и безопасность труда при использовании комплекса ГНКТ.

В части индивидуальной защиты работников необходимо предоставлять на одного работающего 2 пары летних и 2 пары зимних комбинезонов в год. Комбинезоны изготавливаются из ткани, способной выдерживать сильный выброс пламени в течение 40-60 секунд. Средства индивидуальной защиты работника включают также высокопрочную каску, подшлемник, летние и зимние сапоги со стальными носками, очки из прочного оргстекла, перчатки. На период низких температур средства индивидуальной защиты включают шерстяную маску для защиты головы и лица, комплект нижнего белья из негорючего материала, теплые прорезиненные перчатки.

Все работники, имеющие отношение к вождению транспортных средств, первоначально и далее один раз в год обязаны пройти проверку навыков вождения транспортных средств с инструктором по вождению. Транспортные средства компании оборудованы электронными мониторами, фиксирующими основные параметры движения. Данные мониторов периодически снимаются на компьютер и анализируются ответственными лицами компании. Управление транспортным средством считается наиболее высоким среди рисков, которым подвержены работники компании.

7.3.1 Специальная подготовка

Полевой персонал комплекса ГНКТ допускается к работе только после прохождения всех обязательных инструктажей, включая инструктаж по электробезопасности, по безопасности ведения работ на нефтяных скважинах и т.д. Естественным требованием является соответствующая профессиональная подготовка и образование работника. По мере необходимости для работников организуются специальные учебные курсы. Таким образом, к работе с ГНКТ допускаются только специалисты, в работе которых одним из приоритетов является безаварийное и безопасное ведение производства.

7.3.2 Природоохранные мероприятия при осуществлении работ с ГНКТ

Закон ХМАО «Об охране окружающей природной среды и экологической защите населения автономного округа» №11-03 от 10 февраля 1998 г. предписывает, что «…хозяйствующие субъекты… обязаны соблюдать технологические режимы, обеспечивающие экологическую безопасность производственных объектов; …осуществлять технические, технологические и иные меры для предотвращения вредного влияния хозяйственной и иной деятельности на окружающую среду; … соблюдать природоохранное законодательство, нормативы и государственные стандарты в области охраны окружающей природной среды и экологической защиты населения автономного округа».

Средняя толщина снежного покрова составляет 1,2 метра. Среднегодовая температура минус 3 градуса по Цельсию, при этом максимальная температура летом достигает плюс 35 градусов, а зимой минус 50 градусов С. Максимальная глубина промерзания грунта - 2,4 метра. Структура грунта сложена из торфяно-болотных отложений, песка, суглинков, супесей, глин. Грунт легко дренируемый. Растительный покров - сосново-березовые леса. **

7.3.3 Источники загрязнения и виды воздействия на природную среду

При осуществлении производственных операций комплексом ГНКТ основными потенциальными источниками загрязнения окружающей среды являются:

· Рабочие жидкости (солевой раствор), материалы и реагенты для смешивания с рабочими жидкостями;

· Продукты опорожнения скважин (жидкая и твердая фазы);

· Продукты сгорания топлива при работе двигателей внутреннего сгорания.

7.3.4 Объемы, транспортировка и утилизация отходов после завершения промывок скважин посредством ГНКТ

Среди преимуществ технологии ГНКТ, в плане защиты окружающей среды, наиболее очевидными являются снижение риска пролива экологически неблагоприятных жидкостей при их откачке из ствола скважины и сокращенный объем рабочей жидкости (солевого раствора), необходимой для производства работы.

Снижение риска разлива жидкостей на поверхности рабочей площадки достигается за счет непрерывной НКТ, в то время, как традиционная колонна НКТ состоит из отдельных 9-метровых труб, соединяющихся между собой на резьбе. Кроме того, ГНКТ имеет устройство для постоянного протирания внешних стенок гибкой трубы при подъеме из скважины.

Традиционная установка КРС для одной промывки проппанта в призабойной зоне ствола расходует 40-50 куб. метров рабочей жидкости (солевого раствора), а в отдельных случаях до 100-150 куб. м.

Расход материалов ГНКТ для одной промывки включает:

· Азот жидкий - 6 тонн;

· Солевой раствор - 8 куб. метров;

· Хим. Реагенты - 0,02 тонны

7.3.5 Утилизация отходов

Отходами операции по промывке скважины после ГРП является откачиваемая из ствола жидкость, в которой содержатся остатки проппанта - искусственного твердо-зернистого порошка, геля, а также механические примеси, образующиеся вследствие повреждения пласта после гидроразрыва.

Откачиваемая жидкость поступает в блок очистки, где твердая фракция примесей отделяется, а жидкая фракция перекачивается в трубопровод-коллектор и отправляется для утилизации на ближайшую станцию подготовки нефти. Твердые остатки складываются в прочные полиэтиленовые мешки и вывозятся на полигон для твердых отходов.

Список использованной литературы

1. Геологический отчет блока геологии и разработки ОАО «ТНК-Нягань» за 2002 год.

2. Безопасность жизнедеятельности, М., «Высшая школа», 2001г.

3. А.И.Булатов, П.П.Макаренко, В.Ю.Шеметов, Охрана окружающей среды в нефтегазовой промышленности, М., Недра, 1997г.

4. Оценка добычи нефти ПО ОАО «ТНК - Нягань» на период 1999 - 2002 годы. Нягань, 1999 г.

5. Регламент на производство работ КРС. - «Шлюмберже Лоджелко Инк.», Нефтеюганск, 2000

6. Регламент на производство работ ГНКТ. - «Шлюмберже Лоджелко Инк.», Нефтеюганск, 2001

7. Интернет-сайт: www.wn.ru

8. Каневская Р.Д., Дияшев И.Р. «Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи». Нефтяное хозяйство. 5/2002.

9. Экономидес М.Дж., Нолт К.Г. «Возбуждение пласта». 2000.

10. «Современные методы оптимизации гидроразрыва пласта», Проф. Майкл Дж. Экономидес, Хьюстонский университет, Хьюстон, США.

11. Отчетные документы блока геологии и разработки ОАО «ТНК-Нягань» за 2003 год.