Краевые не разбуренные части пласта БС₁₀² в водонефтяной зоне в проекте рекомендуется разбуривать по более редкой сетке скважин с расстоянием между скважинами 500 м (вместо 375), плотностью 21,7 га/скв. распространение сетки скважин с плотностью 12 га/скв. в краевых зонах было экономически нерентабельно;

В зонах запасов категории С₂ проектом предусматривается разбуривание горизонта БС₁₀ по площадной семи точечной системе, плотностью сетки 16,2 га/скв., расстоянием между скважинами 433 м.

Согласно протоколу (№1252 от 10.06.1987г.) ЦКР Миннефтепрома по объекту БС₁₀ (категория С₂) в северной части залежи утверждена блоковая трех рядная система разработки с увеличением расстояния между скважинами до 500 м, плотностью сетки 21,7 га/скв. разбуривание этого участка залежи по более редкой сетке сокращает проектный фонд объекта БС₁₀ на 37 скважин.

В процессе эксплуатационного разбуривания строение залежи горизонта БС₁₀ было уточнено. В зонах увеличения площади нефтеносности на северо-востоке и юге залежи были дополнительно размещены 22 скважины, в том числе 15 добывающих и 7 нагнетательных и утверждены ПО "Юганскнефтегаз" совместно с СибНИИНП от 29.12.1987г. В зонах сокращения площади нефтеносности по объекту БС₁₀ осуществлен отказ от бурения 36 проектных скважин («Авторский надзор за разработкой», 1987г.).

Таким образом, уточненный проектный фонд объекта БС₁₀ по состоянию на 1.01.2001г. представлен 1504 скважинами, в том числе 977 добывающими, 426 нагнетательными, 71 резервной и 30 контрольными.

На 1.01.2001г. на горизонт БС₁₀ по эксплуатационной сетке пробурено 1431 скважина или 95% проектного фонда, в том числе 981 добывающая, 432 нагнетательных и 18 контрольных. По основной сетке пробурено 527 скважин или 37% от общего фонда. Уплотняющий фонд на залежь горизонта БС₁₀ (исключая краевые зоны) пробурен в количестве 886 скважин, плотность сетки скважин при этом увеличилась с 49 га/скв до 12 га/скв, т.е. в 4 раза. Не пробурено 73 скважины, из них 61 резервная и 12 контрольных.

За весь период разбуривания было пробурено 28 скважин-дублеров вместо 20 скважин, ликвидированных по техническим причинам и 8 скважин, ликвидированных в связи с застройкой г. Нефтеюганска.

Распределение проектного и пробуренного фонда скважин по объектам БС₁₀ и БС_16-20 и категориям скважин приведено в таблице 3.8.

Бурение скважин объекта БС₁₀ проводилось в течении 19 лет. Историю разбуривания можно разделить на 3 этапа:

1974 - 1981 гг. бурение основной сетки, проводилось медленными темпами, за 8 лет было пробурено около 180 скважин. Максимальный объем бурения за этот период приходится на 1976 год - 120 тыс. м (3%).

1982 - 1986 гг. бурение в основном, уплотняющих скважин в зонах присутствия всех трех пластов БС₁₀¹ , БС₁₀² , БС₁₀³. Разбуривание проводилось максимальными темпами. За 5 лет было пробурено 814 скважин. Максимальный объем бурения приходится на 1986г. - 802 тыс. м (22%).

1987 - 1992 гг. разбуривание краевых зон залежи. Темп бурения - умеренный, за 6 лет пробурено около 500 скважин. Максимальный объем бурения приходится на 1987г. - 495 тыс. м (14%).

Таблица 3.8.

Проектный и пробуренный фонд скважин на 1.01.1998г. по Усть-Балыкскому, Б₁₀ горизонту.

Категория скважин	Пласты	Итого по месторождению
	БС6	БС10 (категория С1+С2)	БС16-20
1. Проектный фонд скважин:
Добывающие	-	1001	16	1017
Нагнетательные	-	449	11	460
Резервные	-	75	5	80
Контрольные скважины	-	30	-	30
Общий проектный фонд	-	1555	32	1587
Отказ от бурения проектных скважин горизонта БС10 («Авторский надзор», 1988г.)
Добывающие	-	39	-	39
Нагнетательные	-	40	-	30
Резервные	-	4	-	4
Всего	-	73	-	73
Дополнительные скважины (протокол от 29.12.1987г.)
Добывающие	2	15	-	17
Нагнетательные	-	7	-	7
Всего	2	22	-	24
2. Уточненный проектный фонд скважин.
Добывающие	2	977	16	995
Нагнетательные	-	426	11	437
Резервные	-	71	5	76
Контрольные скважины	-	30	-	30
Общий проектный фонд	2	1504	32	1538
3. Пробуренный фонд скважин:
Добывающие	2	981	-	983
Нагнетательные	-	432	1	433
в том числе
по основной сетке:
Добывающие	2	294	-	296
Нагнетательные	-	233	-	233
по уплотняющей сетке:
Добывающие	-	687	-	687
Нагнетательные	-	199	-	199
Контрольные скважины	-	18	-	18
Общий пробуренный фонд	2	1431	1	1434
Недобуренный фонд скважин:
Добывающие	-	-	16	16
Нагнетательные	-	-	10	10
Резервные	-	61	5	66
Контрольные скважины	-	12	-	12
Всего		73	31	104

Низкие темпы бурения (до 5% от общего объема) основной редкой сетки скважин с плотностью 49 га/скважин обеспечили извлечение незначительной части запасов - 8% от НИЗ за 10 лет разработки.

Максимальные темпы бурения (до 22% в 1986г.) уплотняющего и остатков основного фонда способствовали резкому увеличению темпа отбора нефти (с 8% до 31% отбора от НИЗ) за 5 лет разработки.

В эксплуатации по объекту БС₁₀ находятся 877 скважин, в том числе 718 добывающих и 159 нагнетательных. Распределение скважин по категориям приведено в таблице 3.9.

Таблица 3.9.

Фонд скважин объекта БС₁₀ на 1.01.2001г.

Скважины	Категория скважин	Всего
	Эксплуатационные	Консервация	Пьезометр. и контр.	Ликвидированные
Добывающие	584	178	100	63	925
Нагнетательные	184	-	196	18	398
Общий фонд	768	178	296	81	1323

Как следует из таблицы, в эксплуатационном фонде на 1.01.2001г. числится 877 скважин или 72% от пробуренного фонда.

Добывающий фонд по объекту уменьшился на 341 скважину, т.е. на 29%. В связи с этим произошло разрежение пробуренной сетки скважин и соответственно сокращение охвата пласта вытеснением.

Выбытие из эксплуатации большей части добывающих и нагнетательных скважин привело к уменьшению плотности сетки скважин в целом по объекту и по каждому блоку. В целом по залежи средневзвешенная по площади плотность сетки скважин на 1.01.2001г. составляет 40га/скв , т.е. уменьшилась почти в 3 раза относительно пробуренной 15га/скв.

Максимально сетка скважин разрежена по 9 блоку, средневзвешенная по площади плотность сетки действующих добывающих + нагнетательных скважин на 1.01.2001г. составляет 56,3 га/скв . в связи с выбытием большого количества высоко обводненных скважин в действии осталось 40 скважин (26% пробуренного добывающего фонда). Неравномерное обводнение и выбытие большинства скважин связано с неоднородным строением и распределением фильтрационных свойств, в большей части водонефтяным характером залежи в 9 блоке.

Наименее изменилась плотность сетки скважин по блокам 1, 5, 7 в зависимости от более благоприятного залегания пластов и меньшей неоднородности параметров.

В целом по объекту БС₁₀ величина текущего коэффициента нефтеизвлечения существенно зависит от плотности сетки скважин (ПСС) при ее уменьшении до 20 - 25 га/скв. дальнейшее разряжение ПСС более 25 га/скв. ощутимо сказывается на снижении охвата пласта вытеснением по площади и следовательно на достижении конечного КИН. Для разных блоков эта зависимость имеет разный диапазон и характер в зависимости от геологического строения и ФЕС.

Таблица 3.10.

Плотность сетки добывающих + нагнетательных скважин

(средневзвешенная по площади)

Блоки	По проекту (1986г.) га/скв.	По факту, га/скв.	Кол-во действ. скважин на 1.01.01г.	Изменение относительно проекта (кратно)
		Максимальная	На 1.01.01г.
1	21,7	28	51	43	2,0
2	12	13	33	42	3,5
3	12	12,5	38	34	2,8
4	12	14	34	63	5,3
5	12	12,5	23	81	6,8
6	12	13	28	72	6,0
7	12	13	24	83	6,9
8	12	14	38	75	6,3
9	12	14	56	42	3,5
10	21,7	19	48	78	3,6
В целом	14,5	15	40	613	42,3

Наиболее однородным, монолитным является 5 блок, по которому достигнут максимальный текущий КИН и осуществляется более равномерная выработка пластов.



Рис. 3.7. Сопоставление максимально достигнутого действующего добывающего фонда с фактическим за 2000 год.

Высоко обводненный фонд, выработавший потенциально извлекаемые запасы или в связи с физическим износом переведен в консервацию 178 скважин (5,2%), в категорию пьезометрических и контрольных - 100 скважин (9,3%) и ликвидировано - 63 скважин (15%) (табл.3.9).

Из динамики фонда видно, что максимальное количество добывающих скважин 920 (1989г.) сократилось до 584, т.е. в 1,6 раза (рис. 3.7). Значительное сокращение действующего фонда на более чем 330 скважин (29%) произошло в последние 4 года.

Количество действующих скважин с 1989г. к 2001г. резко снизилось от 882 до 466 в 2000г., т.е. действующий фонд сократился на половину. В простое находится 67 скважин или 9% от фонда.

Таблица 3.11.

Структура фонда скважин на 1.01.01г.

Наименование	Характеристика фонда	Пласты	Итого по месторождению
		БС6	БС10	ЮС2
Фонд добывающих скважин	Действующие	3	463	-	466
	В т.ч. ФОН	-	8	-	8
	ЭЦН	3	234	-	237
	ШГН	-	217	-	217
	УВН	-	4	-	4
	Бездействующие	-	118	-	118
	В освоении после бур.	-	-	-	-
	Всего	3	581	-	584
Фонд нагнетательных скважин	Действующие	-	137	-	137
	Бездействующие	-	47	-	47
	В освоении после бур.	-	-	-	-
	Всего	-	184	-	184
Прочие	В консервации	-	178	1	179
	Пьезометр./контр.	-	299/27	2/0	301/27
	Водозаборные	-	5	-	5
	Ликвидированные	-	81	-	81
	Всего	-	590	3	593
ИТОГО		3	1355	3	1361

Рис. 3.8. Разбивка общего фонда на 1.01.2001 год.

Доля бездействующего фонда по объекту высокая - 38% от добывающих скважин. Основными причинами бездействия 273 скважин являются остановки скважин по техническим причинам: нарушение изоляции, связанное с механическими повреждениями и старением кабеля (125 скважин), аварии с ЭЦН, УВН, НГН (43 скважин). По технологической причине остановлено 2% бездействующего фонда.

Таблица 3.12.

Распределение скважин по причинам остановок по состоянию на 1.01.2001г.

Причина остановки	Количество скважин
	шт.	%
Нарушение изоляции	125	46
Выход из строя ЭЦН, УВН, НГН	43	16
Отсутствие подачи	30	11
Ограничение отбора жидкости	22	8
Не развивает давление	16	6
Высокое обводнение	5	2
Полет посторонних предметов	4	1
Не герметичность эксплуатационной колонны	3	1
Порыв нефтепровода, коллектора	3	1
Прекращение фонтанирования	3	1
Отсутствие циркуляции	2	1
Прочие	14	5
ВСЕГО	273	100

Установками ЭЦН оборудованы 374 скважины или 52,2% от фонда, 283 скважины (39,5%) оборудованы установками ШГН, в 4 скважины спущены насосы УВН. Фонтанным способом работают 11 скважин или 1,5% от фонда, 45 фонтанирующих скважин - бездействуют. Фонд добывающих скважин практически весь механизирован (92% от фонда) (табл.3.11.).

Нагнетательный фонд на 1.01.2001г. составляет 137 скважин или 32% от пробуренного фонда 432. Уменьшение количества скважин под закачкой связано с их отключением из-за пере компенсации добычи жидкости закачкой воды, с переходом по объекту БС₁₀ на новую систему воздействия (с площадной семи точечной системы заводнения на блоковую), сокращение добывающего фонда и техническим старением внутрискважинного оборудования. Ликвидировано 25 скважин. В категорию пьезометрических переведено более половины нагнетательного фонда (196 скважин).

В 1997г. количество нагнетательных скважин уменьшилось в 1,6 раза по сравнению с ранее достигнутым максимальным 251 (1988г.). Действующий фонд сократился с 242 скважин в 19971998гг. до 89 в 1997г., т.е. в 2,7 раза. В 2000 году картина нагнетательного фонда не изменилась. Фактическое соотношение действующего добывающего и нагнетательного фонда по объекту значительно выше проектной величины (в 2,3 раза), вследствие остановки большего количества нагнетательных скважин с переходом на блочно-замкнутую систему заводнения. Находящиеся под закачкой нагнетательные скважины обеспечивают компенсацию отборов жидкости закачкой воды.

Рис. 3.9. Сопоставление максимально достигнутого действующего нагнетательного фонда с фактическим за 2000 год.

В 1989 году (протокол НГДУ «Юганскнефть» от 9.06.89г. совместно с ПО «Юганскнефтегаз» и СибНИИНП) принято решение по объекту БС₁₀ по переходу с площадной семи точечной системы разработки на блочно-квадратную за счет существующего фонда нагнетательных скважин. Переход осуществлялся с целью более гибкого регулирования объемами закачки и создания упорядоченных фронтов вытеснения нефти, а также для снижения пластового давления до первоначального.

Предлагалось переходить на блоковую систему поэтапно. На первом этапе ограничиться остановкой на длительный срок внутри блоков 89 нагнетательных скважин.

Во вновь формируемых разрезаемых рядах переводить под закачку добывающие скважины (за исключением тех районов, где есть острая необходимость) после достижения предельной обводненности.

По состоянию на 1.01.2001г. переход на блочно-квадратную систему разработки по объекту БС₁₀ не завершен. Разрезающие ряды окончательно не сформированы.

Из приведенной далее схемы видно, что перевод нагнетательных скважин разрезающих продольных и поперечных рядов под закачку осуществлен по 171 скважине (86%). Из 110 добывающих скважин основных разрезающих рядов переведено только 4 скважины (3,6%). На длительный срок остановлено 67 скважин вместо 89 рекомендуемых. Для завершения перехода на блоковую систему заводнения необходимо:

перевести под закачку:

27 нагнетательных скважин очаговых и основных разрезающих рядов;

106 добывающих скважин основных разрезающих рядов;

остановить:

22 рекомендуемые скважины на длительный срок.



Рис. 3.10. Схема перехода с площадной семи точечной системы заводнения на блоковую по объекту БС₁₀.

Пласт БС₆

На пласт БС₆ пробурено 2 рекомендуемые скважины: 183, 186 и одна скважина 7125 переведена с объекта Б₁₀. Для оценки добычных возможностей пласта БС₆ в эксплуатацию скважины введены в 19871989гг. По состоянию на 1.01.2001г. все 3 скважины находятся в действующем добывающем фонде (табл. 3.11).

Пласт ЮС₂

Две разведочные скважины 1149Р, 2000П и скважина 1301 объекта БС₁₀ были введены в опытно-промышленную эксплуатацию в 19801984гг. на пласт Ю₂. По состоянию на 1.01.2001г. две скважины 1149Р и 1301 переведены в пьезометрические и скважина 2000П в консервацию. Эксплуатация пласта ЮС₂ прекращена в 1985г ввиду низкой продуктивности и нерентабельности (табл. 3.11).

Выводы:

Залежь горизонта БС₁₀ разбуривалась в течение 19 лет (1974-1992гг) поэтапно: скважины основной сетки, уплотняющей, в основном в чисто нефтяной зоне, более редкой сетки краевых водонефтяных зон.

Уточненный проектный фонд по объекту БС₁₀ представлен 1504 скважинами, в том числе 977 добывающими, 426 нагнетательными, 71 резервными и 30 контрольными. Фактически на 1.01.2001г пробурено 1431 скважина (95% от проектного фонда), из них 981 добывающая, 432 нагнетательных и 18 контрольных.

Основной объект разработки горизонт БС₁₀ практически полностью разбурен до контура нефтеносности, за исключением небольшого юго-западного участка залежи. По объекту не пробурено 61 резервная и 12 контрольных скважин.

Уплотняющий фонд объекта (886 скважин) составляет 63% от общего количества пробуренных скважин. Основная сетка чисто нефтяной зоны залежи уплотнена в 4 раза с 49га/скв. до 12 га/скв. Краевые участки водонефтяных зон разбурены без уплотнения с плотностью сетки скважин на северном участке 28 га/скв., на южном 19 га/скв.

Резерва размещения новых скважин по горизонту БС₁₀ почти нет. Исключение составляет небольшой участок на юго-западе залежи с небольшими нефтенасыщенными толщинами от 6 до 2 метров.

Пласты ачимовской пачки не разбуривались и в разработку не вовлекались.

Переход с площадной семи точечной системы заводнения на блочно-замкнутую по объекту БС₁₀ реализуется поэтапно, согласно проектным решениям протокола НГДУ «Юганскнефть» от 9.06.1989г. По состоянию на 1.01.2001г. переход на блочно-замкнутую систему заводнения реализован на 52%. Дальнейшее формирование замкнутых ячеек должно осуществляться переводом добывающих скважин под нагнетательные, только по мере их предельного обводнения.

Острой проблемой по объекту БС₁₀ является сокращение добывающего и нагнетательного фонда более чем на 1/3 скважин, что привело к разрешению сетки скважин в целом по площади с 15 га/скв. до 40 га/скв. и соответственно к снижению охвата пласта вытеснением.

Бездействует по техническим причинам 273 скважины (38% фонда), большинству из которых предстоит проведение ремонтных работ оборудования (восстановление кабеля, смена насоса и др.).

Законсервировано и передано в пьезометрические, контрольные 27% добывающего фонда из-за высокой обводненности и малодебитности. Использование длительно простаивающих нагнетательных скважин в качестве добывающих в зонах стягивания увеличит добывающий фонд на 7 скважин.

Ликвидировано 37 добывающих и 15 нагнетательных скважин, т.е. около 4% пробуренного фонда.

3.3 Контроль за разработкой месторождения

Объем, виды и периодичность исследований скважин горизонта БС₁₀ планируются в соответствии с «Регламентом комплексного контроля за разработкой месторождений Главтюменьнефтегаза», утвержденного еще в 1987г. новых регламентирующих документов пока не появилось.

Объем гидродинамических исследований горизонта БС₁₀, выполненный ЦНИПРом НГДУ «Юганскнефть» за период 1998 - 2000гг. представлен в таблице 3.13.

Таблица 3.13.

Виды и объем фактических и плановых гидродинамических исследований горизонта БС₁₀ за 1998-2000гг.

Категория скважин		1998г.	1999г.	2000г.
		план	факт	%	план	факт	%	план	факт	%
Замер Рпл.
Добывающие	Кол-во скв. замеры	250 750	248 745	99 99	200 600	160 473	80 79	240 720	230 535	96 74
Нагнетательные	Кол-во скв. замеры	85 280	80 240	94 85	80 240	80 240	100 100	90 270	85 255	94 94
Пьезометрические	Кол-во скв.	20	10	50	20	12	60	30	15	50
Всего	Кол-во скв. замеры	355 1030	338 985	95 97	300 840	252 713	83 76	360 1020	330 790	87 77
Замер Рзаб.
Добывающие	Кол-во скв. замеры	500 2000	513 5864	100 100	500 2000	563 3084	100 100	480 1920	491 3449	100 100
Снятие КВУ
Добывающие	Кол-во скв.	200	143	71	250	230	92	300	257	85
Снятие КВУ
Добывающие	Кол-во скв.	6	6	100	5	5	100	6	6	100

Из таблицы видно, что добывающим и нагнетательным скважинам пласта БС₁₀ контроль за изменением динамических и статических уровней и пластовых давлений осуществляется в достаточном количестве скважин, соответствующем требованиям Регламента.

Замеры пластовых давлений в пьезометрических и контрольных скважинах составляют около 50% от требуемых по Регламенту.

Контроль за энергетическим состоянием залежей.

Изменение энергетического состояния пласта БС₁₀ прослеживается по картам изобар, построенных по данным периодических замеров пластовых давлений (статических уровней) в добывающих, нагнетательных, пьезометрических и контрольных скважин.

Пластовые и забойные давления в добывающих скважинах, оборудованных ЭЦН и ШГН, определяется расчетным путем по замеренным статическому и динамическому уровням.

«Методика обработки результатов гидродинамических исследований скважин», утвержденная главным геологом НГДУ «Юганскнефть» в 1997 году излагает порядок расчета и содержит упрощенный подход к составу газожидкостной смеси и процессам, происходящим в стволе насосной скважины в период ее работы и остановки, что в конечном итоге отражается на информативности получаемых результатов. Опыт анализа в СибНИИНП различных методик расчета по уровням забойных и пластовых давлений показывает, что в данном случае информативность результатов будет выражаться в завышенных значениях определенных Р_пл и Р_заб.

Кроме расчетов, на информативность результатов оказывают влияние нарушения технологии исследования, неточность определения уровня, неисправность устьевого оборудования, его не герметичность.

При построении карт изобар из общего числа расчетных пластовых давлений 2530% как правило исключаются как неинформативные. В таблице 3.14 представлен анализ карты изобар по пласту БС₁₀ на 01.01.00г.

Таблица 3.14.

Количество замеров пластовых давлений по горизонту БС₁₀ .

Категория скважин	Количество замеров	Использовано	Не информативность
	план	факт		количество	%
Добывающие	325	237	202	71	26
Нагнетательные	85	120	120	-	-
Контрольные и пьезометрические	20	5	6	-	-
Всего	430	362	328	71	26

Из таблицы 3.14 видно, что неинформативны после расчетов по значениям статических уровней 26% замеров.

Контроль за изменением продуктивности скважин и параметров пласта

Добывающие скважины

Коэффициенты продуктивности механизированных скважин определяются по кривым восстановления уровня (КВУ). Результаты исследования обрабатываются методом М. Маскета.

Отмечая простоту метода, следует помнить о его приближенности, так как он основан на разновидности метода последовательной смены стационарных состояний. Предполагается что радиус влияния скважины постоянен, жидкость несжимаема, возмущение у стенки скважины мгновенно распространяется на расстояние, равное радиусу влияния скважины. На приближенность метода указывает и сам М. Маскет.

При обработке КВУ необходимо знать статический уровень, который не всегда можно достаточно точно определить, так как для этого нужно выдерживать скважину очень долгое время. Завышенные или заниженные значения Н_ст приводят к искривлению КВУ при ее построении в координатах lnH - t(сек).

По горизонту БС₁₀ за период с 1998 по 2000 год включительно выполнено 650 определений коэффициента продуктивности в 390 скважинах, распределенных равномерно по залежи.

Среднее значение коэффициента продуктивности по горизонту БС₁₀ , на 01.10.00г. составляет 0,28 м³/сутат. На 01.01.85г. он составлял 1,28 м³/сутат. За истекший период произошло снижение коэффициентов продуктивности по отдельным скважинам и по залежи в целом.

В таблице 3.15 представлена динамика коэффициентов продуктивности по отдельным скважинам горизонта БС₁₀ .

Параметр гидропроводности в течение 19952000гг. по добывающим скважинам не определялся, изменение его в зависимости от отдельных факторов не контролируется.

Определение гидродинамических параметров пласта в механизированных скважинах представляет определенную сложность, связанную как с технологией исследований, так и с выбором методики для обработки результатов.

В настоящее время СибНИИНП имеет возможность предложить технологию исследований механизированного фонда скважин методом волнометрирования, методики и программы обработки результатов на ПЭВМ, позволяющие определить точное положение уровня, скорость звуковой волны, давление на приеме насоса, забойное, пластовое давления, коэффициенты продуктивности, гидропроводности, оценить состояние призабойной зоны пласта (ПЗП).

Разработана методика и программа оценки скин-эффекта в малодебитных не фонтанирующих скважинах.

Таблица 3.15.

Изменение коэффициента продуктивности за 1998 - 2000гг.

Скважины	Дата исследования	Коэф. продукт. м3/сутат.		Скважины	Дата исследования	Коэф. продукт. м3/сутат.
1324	01.80 01.95 10.99	1.40 0.44 0.38		1470	04.83 09.84 10.99	2.50 2.10 0.85
1329	10.81 09.84 07.99	2.20 1.40 0.36		1474	12.81 05.83 09.00	0.80 1.40 0.36
1377	12.80 11.83	1.30 0.70		1489	07.98 06.00	0.46 0.04
1379	11.83 09.00	0.80 0.12		3091	04.98 08.99	1.01 0.35
1414	08.76 04.77 07.99	2.00 2.80 0.33		3115	07.98 08.99 10.00	0.35 0.14 0.10
1424	06.77 05.98 07.99	1.00 0.35 0.23		3148	08.98 06.99 07.00	0.74 0.25 0.20
1429	11.81 07.00	0.40 0.08		3149	07.98 10.99	0.16 0.06
3155	09.98 07.99 07.00	0.74 0.41 0.14		3333	05.98 06.99 07.00	0.22 0.19 0.06
3245	10.98 09.00	0.56 0.09		3394	07.98 06.99	0.41 0.11
3569	10.98 03.99 06.00	0.56 0.11 0.06		3445	05.98 10.99 07.00	0.33 0.15 0.12

Нагнетательные скважины

Не определялись параметры, характеризующие ПЗП и изменение ее за время работы нагнетательной скважины. Исследования с целью контроля оптимального нагнетания также не проводились.

Выводы:

Виды, объем, периодичность гидродинамических исследований планируются и осуществляются на основании «Регламента комплексного контроля…»

Контроль за энергетическим состоянием залежи, за исключением пьезометрических и контрольных скважин, по объему исследования удовлетворяет требованиям Регламента.

Методика расчета Р_пл давлений по замеренным уровням выдает до 26% неинформативных результатов.

Контроль за изменением продуктивности добывающих скважин в течение 19982000гг. по объему и распределению по залежи соответствует требованиям Регламента.

Среднее значение коэффициента продуктивности на 01.10.00г. по горизонту БС₁₀ составляет 0,28 м³/сутат.

Гидропроводность, ее изменение и параметры, характеризующие состояние ПЗП, ее изменение от воздействия различных факторов как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах, не определяются.

Рекомендации:

Увеличить охват пьезометрических и контрольных скважин замерами пластовых давлений до 100%.

Гидродинамические исследования добывающих скважин проводить как с целью накопления информации о продуктивности и гидродинамической характеристиках скважин и пласта, так и целью контроля за их изменением в зависимости от времени разработки, обводненности, мероприятий по воздействию на ПЗП.

Внедрить методики обработки данных исследования не фонтанирующих скважин, отвечающие современным требованиям по определению давлений, продуктивности, гидропроводности, параметров, характеризующих ПЗП, с наилучшей их точностью.

ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Описание ГРП

Гидравлический разрыв пластов - это одна из наиболее широко применяемых технологий повышения продуктивности, используемых на нефтяных и газовых скважинах.

Теория гидравлического разрыва пластов совершенствовалась на протяжении многих лет. Со времени проведения первого ГРП в 1949 году совершенствование химических реагентов, оборудования и технологий сделали процесс гидроразрыва пластов надежным и предсказуемым процессом. Постоянные инженерные и научные исследования не оставляют сомнений в том, что в будущем времени технологии проведения работ и применяемые материалы будут еще более усовершенствованы.

Гидравлическим разрывом пласта называется процесс, при котором давление жидкости воздействует на скальные пластовые породы, вызывая их разрушение и образование в них трещин. После того, как скальные породы разрушены, продолжающееся воздействие давления жидкости удлиняет трещину разрыва от первоначальной точки разрушения пород. К закачиваемой жидкости добавляется заполняющий материал, например песок, керамические шарики или спеченный боксит с целью заполнения образовавшейся трещины и удержания ее в открытом состоянии после исчезновения давления жидкости. За счет этого создается новый проточный канал большого сечения. Трещина разрыва может соединять имеющиеся естественные трещины, а также образовывать в пласте дополнительные дренажные зоны. Жидкость, используемая для передачи гидравлического давления на пластовые породы, называется жидкостью ГРП, а заполняющий трещину разрыва материал - пропантом.

Проведение гидравлического разрыва пласта ставит перед собой следующие задачи:

1) Образование трещины разрыва в пластовых породах;

2) Заполнение трещины разрыва пропантом для удержания ее в открытом положении;

3) Удаление жидкости ГРП;

4) Увеличение продуктивности пласта.

Создание трещины разрыва.

Выполнение этой задачи достигается закачиванием в пласт жидкости соответствующего типа со скоростью закачки, превышающей поглощение жидкости пластом. Давление жидкости растет при этом до того, пока не превысит внутренние напряжения в пластовых породах, после чего породы начнут растрескиваться.

Заполнение трещины для удержания ее в открытом положении.

После того, как трещина разрыва образовалась, к жидкости ГРП добавляется пропант (искусственный песок PROPANT - керамический песок, его зерна имеют округлую форму: размер зерен - 0,42-0,833 мм; удельный вес - 1,71 кг/м³) с целью закачки его в трещину. После того, как процесс закачки завершен и давление снижается, пропант остается в трещине, препятствуя схождению трещины и обеспечивая высокую проницаемость для пластовых жидкостей.

Удаление жидкости ГРП.

Перед запуском скважины в работу из нее необходимо удалить жидкость ГРП. Степень легкости удаления зависит от типа использованной жидкости, пластового давления и относительной проницаемости пластовых пород для жидкости ГРП. Удаление жидкости ГРП является крайне важным, поскольку она может вызвать блокирование пластовых жидкостей за счет снижения относительной проницаемости.

4.2 Материалы и оборудование применяемые при ГРП

Для проведения гидравлического разрыва пластов используется дизельное топливо и фирменная жидкость OG-4, приготавливаемая на основе дизельного топлива. Для проведения мини-разрыва пласта используют дизельное топливо. Затем на следующих этапах проведения ГРП в качестве жидкости разрыва используют OG-4. Она состоит из нескольких компонентов:

WG-15 GELLANT - для загустевания жидкости

SG-1 - стабилизатор геля

CS-2 - стабилизатор глины

CXB-4 - Crosslinker

AKTIVATOR - для усиления действия гелланта

SURFACTANT - для уменьшения сил поверхностного натяжения

BREAKER - разрушает структуру геля под действием пластовой температуры через 48 часов.

Вязкость OG-4 в пластовых условиях 50 сПз. После распада геля вязкость снижается до 3-4 сПз, этого достаточно для отработки жидкости из пласта после окончания ГРП.

В качестве расклинивающего агента применяется искусственный песок PROPANT. Его зерна имеют округлую форму.

Размер зерен - 0,42-0,833 мм

Удельный вес - 1710 кг/м³

Применяется до максимального давления - 50 МПа

Процесс ГРП осуществляется при использовании целого комплекса наземного и подземного оборудования.

Наземное оборудование целевого значения включает в себя насосные и пескосмесительные агрегаты для подготовки и закачки рабочих жидкостей разрыва, автоцистерны для их перевозки, специальную арматуру для обвязки устья скважины. Кроме того, при ГРП используется и другое специальное оборудование: подъемные агрегаты, емкости и т.д. используемое для ГРП подземное оборудование включает в себя: воронку, скрепер, шаблоны, пакер, колонну НКТ.

Основными в комплексе технологического оборудования для проведения ГРП являются насосные пескосмесительные установки, с помощью которых производят подготовку рабочих агентов и закачку их в пласт.

Состав комплекса наземного и подземного оборудования, применяемого для проведения ГРП в условиях Усть-Балыкского месторождения.

1) насосные агрегаты 6 единиц;

2) смеситель (блендер) 2 единицы;

3) песковоз 1 единица;

4) грузовик с попутным оборудованием 1 единица;

5) компьютерный центр 1 единица;

6) блок манифольда 1 единица;

7) булитовоз 1 единица;

8) буллиты (емкости) 2 - 6 единиц;

9) машина для перевозки хим. реагентов 1 единица;

10) пожарная машина 2 единицы;

11) машина скорой помощи 1 единица.

Технические характеристики применяемого оборудования.

Самоходная насосная установка:

Автошасси

Монтажная база KENWORTH

Грузоподъемность, т 18

Максимальная скорость передвижения, км/ч 110

Тяговый двигатель 3406-дизель

рядный, 6-цилиндровый

Номинальная мощность, л/с 400

Силовой агрегат

Тип двигателя D-349 дизель

Максимальная мощность, кВт 1000

Количество цилиндров 16

Число передач 5

Насос

Тип насоса TEXACO-MEROPA-68

Максимальная подача, м³/мин 1,1

Максимально развиваемое давление, МПа 100

Количество цилиндров 3

Насос плунжерный, диаметры

плунжеров изменяются в зависимости

от требуемых характеристик, дюймов 3-6

Масса агрегата, т 30

Прицепной насосный агрегат:

Тягач КРАЗ-257Б1А

Грузоподъемность, т 12

Максимальная скорость передвижения, км/ч 60

Тяговый двигатель ЯМЗ-238-дизель

Номинальная мощность, кВт 176,5

Силовой агрегат

Двигатель ДЕТРОЙТ-49-дизель

Мощность, л/с 1500

Число оборотов 750 - 2200

Число передач 5

Насос TEXACO-MEROPA-68

Максимальная подача, м³/мин 1,5

Максимально развиваемое давление, МПа 100

Пескосмеситель прицепной:

Тягач КРАЗ-255

Силовой агрегат

Двигатель ДЕТРОЙТ-12V71-дизель

Мощность двигателя, л/с 350

Насос центробежный

Производительность, м³/мин 18

Максимальное число подключаемых

насосных агрегатов 14

Максимальное число подключаемых емкостей

для замешивания 6

Подача песка (пропанта) в смеситель производится через окна, расположенные в верхней части бункера. Перемешивание осуществляется с помощью шнека, затем песчаная смесь с помощью насоса подается к насосным агрегатам. Управление пескосмесителем полностью автоматизировано (гидропривод задвижек, гидромоторы) и осуществляется из кабины автомобиля.

Песковоз:

Монтажная база KENWORTH

Емкость бункера, т 25

Максимальная скорость передвижения, км/ч 110

Двигатель 3406-дизель

Номинальная мощность, л/с 400

Скорость подачи песка транспортером, кг/мин 300-500

Компьютерный центр (прицепной) применяется для управления процессом ГРП и регистрацией его параметров.

Тягач УРАЛ-4320

Автономный электрогенератор

Двигатель ISUZU

Мощность, л/с 70

Компьютерный центр оснащен графопостроителем, принтером. Двумя дисплеями, отражающими в цифровом и графическом виде параметры разрыва.

Цементировочный агрегат ЦА-320

Монтажная база, шасси КРАЗ-257

Шифр 5Т

Длина хода поршня, мм 250

Диаметр цилиндра, мм 100

Производительность насоса, м³/ч

при коэффициенте наполнения 0,92

Первая скорость 2,42

Вторая скорость 4,15

Третья скорость 8,5

Четвертая скорость 13,4

Давление на выкиде, кг/см²

Первая скорость 320

Вторая скорость 205

Третья скорость 100

Четвертая скорость 63

ЦА-320 применяют при проведении ГРП для поддержания давления в затрубном пространстве в течение всего процесса, порядка 12 МПа, с целью снижения разности давления над и под пакером.

Автоцистерна АЦ-10

Монтажная база, шасси КамАЗ- 53212

Вместимость цистерны, м³ 10

Максимальная масса транспортируемой жидкости, т 9

Насос

Тип К45/55

Подача, дм³/с 12,5

Давление нагнетания, МПа 0,55

Время заполнения цистерны жидкости, мин 15

Мощность, потребляемая насосом, кВт 12,5

Габаритные размеры автоцистерны 8330х2500х2820

Прицеп цистерна ПЦ-8-8350

Монтажная база Прицеп ГКБ-8350

Вместимость цистерны м³ 8,3

Условный проход трубопроводов манифольда, мм:

Всасывающего 100

Нагнетательного 50

Габаритные размеры

прицепа-цистерны, мм 8290х2500х3040

Масса прицепа (без груза), кг 5025

Автоцистерна АЦ-10 и прицеп-цистерна ПЦ-8-8350 используется для перевозки жидкостей при подготовке ГРП.

Также для проведения ГРП используются стандартные емкости-буллиты объемов 50 м3, транспортируемые с помощью буллитовоза на базе автомобиля KENWORTH, который способен с помощью лебедки самостоятельно брать на себя перевозить и устанавливать на новом месте стандартные емкости.

Блок манифольда собран из труб длиной 2 фута (0,61 м), 4 фута (1,22 м) и 10 футов (3,05 м).

Внутренний диаметр, мм 60

Толщина стенки трубы, мм 12

Рабочее давление, МПа 100

Эти трубы на концах имеют БРС для соединения их в линию.

Также блок манифольда состоит их тройников, переводников, обратных клапанов, предохранительного клапана, контрольно-измерительных приборов (манометров).

При подготовке скважины к ГРП она оборудуется специальной арматурой. Эта арматура крепится на колонный фланец, оборудуется крановой задвижкой и рассчитана на рабочее давление 100 МПа, ее вес 100 кг.

Подземное оборудование, применяемое при ГРП.

При проведении ГРП используется следующее подземное оборудование, в комплекте:

Колонна труб НКТ - 3 дюйма

Шаблоны (до 3 штук)

Пакер

Скрепер для очистки интервала посадки пакера

Перо-воронка

Воронка

Колонна труб НКТ собрана из труб иностранного или отечественного производства марки N-80.

Наружный диаметр трубы, мм 88,9

Внутренний диаметр трубы, мм 76

Длина трубы, м 10

Вес, кг/м 13,8-17

Без высаженных концов

Максимальное давление, МПа 72

Усилие разрыва, кН 578,8

Пакер

Тип OMEGAMATIK

Наружный диаметр, мм 123.8

Длина, мм 1506

Рабочее давление, МПа 50

Диаметр эксплуатационной колонны,

разобщаемой пакером, мм 146

Скважинная среда - нефть, газ, пластовая вода.

Пакер OMEGAMATIK имеет 2 якоря: механический и гидравлический. При посадке пакера колонну труб НКТ поворачивают против часовой стрелки, при этом срабатывает механический якорь. Он предотвращает движение (сползание) подземного оборудования вниз, воспринимая нагрузку части подвески (около 20 тонн), при этом сжимаются резиновые уплотнительные кольца, герметично разобщая колонну над и под пакером. Гидравлический якорь заякоревается во время работы при наличии перепада давления в НКТ и затрубном пространстве. Непосредственно перед посадкой пакера интервал его посадки расхаживают, прорабатывают скрепером. Шаблоны служат для проверки проходимости колонны пакером.

4.3 Осложнения при ГРП

При проведении ГРП в колонне НКТ (88,9 мм) может остаться некоторое количество пропанта. Об это осложнение выражается повышением давления закачки продавочной жидкости ГРП, жидкости промывки после ГРП, невозможностью сорвать пакер.

При невозможности безопасного срыва пакера, необходимо промыть НКТ от пропанта в следующей последовательности:

Подготавливают и опускают следующую компоновку НКТ, состоящую из труб диаметром 33 мм и 48 мм:

Перо-воронка (33 мм);

НКТ наружный диаметр 33 мм - 2 шт.;

Стоп-кольцо (имеет наружный диаметр, исключающий прохождение в пакере, внутренний диаметр 33 мм. Служит для определения момента дохода компоновки НКТ до пакера и препятствию прохождению труб в зону ниже пакера);

НКТ - наружный 33 мм - 1 шт.;

Далее НКТ - 48 мм до устья.

Все резьбы должны быть очищены и смазаны. Спуск колонны НКТ производят с обязательным замером, с периодической промывкой, так как в колонне труб 88,9 мм находится гель и возможно ее вытеснение на поверхность.

Определяют верх песчаной пробки в подвеске ГРП;

Приподнимают колонну труб на одну трубу, устанавливают промывочную головку с вертлюгом;

Собирают нагнетательную линию от насосного агрегата до отвода на «столе - тройнике», обратную линию от блока долива до НКТ (предпочтительно применять обратную промывку, для обеспечения большей скорости выноса песка на поверхность);

Вызывают циркуляцию и осторожно достигают верха песчаной пробки;

Признаком достижения НКТ до пакера будет жесткая посадка «стоп - кольца» на посадочное седло в пакере;

Промывают скважину не менее двух объемов для очистки зоны, непосредственно под пакером, контролируя выход песка.

Причинами повлекшими возникновение STOPа являются:

Отказ насосного оборудования на устье;

Недостаточная перфорация;

Не корректные данные о пласте;

Так же причиной остановки проведения операции ГРП может служить не герметичность посадки пакера. Пакер приподнимают на несколько метров, осаживают и опрессовывают. В случае отрицательного результата - производят подъем пакера, с ревизией.

4.4 Конструкция скважин, подземного и устьевого оборудования

Скважина это горная выработка цилиндрической формы, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз больше ее длины. Устье скважины расположено на дневной поверхности, забой - на дне выработки.

Ствол скважины между устьем и забоем состоит из обсадной колонны спущенной в выработку, укрепленной цементным камнем в пространстве: горная порода - внешняя часть обсадной колонны. Низ обсадной колонны оборудуют башмаком, для направления колонны при ее спуске, для препятствия среза со стенок выработки глинистой корки и породы - загрязняющих нижнюю часть колонны, для предупреждения смятия торца нижней трубы. Материал - бетон, чугун. Представляет собой толстостенный патрубок длиной 0,5 м, наружный диаметр башмака равен диаметру муфты, а внутренний равен внутреннему диаметру обсадной колонны.

Устьевая часть состоит из навинченного на верх обсадной колонны колонного патрубка, на который в свою очередь наворачивается колонный фланец. Над колонным фланцем устанавливается крестовина, по обе стороны от которой отходят задвижки, герметизирующие затрубное пространство от атмосферы (с рабочей и с полевой стороны задвижки КППС 65х140).



Рисунок 4.1. Схема фонтанной арматуры.

При эксплуатации скважины механическим способом, различают арматуры для добычи с электроцентробежным насосом и штанговой глубинно-насосной установкой (ШГН). Устьевая арматура погружного ЭЦН отличается от фонтанной, применением трубной головки с кабель-вводом. Для работы ШГН необходима герметизация на устье полированного штока, что достигается заменой центральной задвижки и тройника фонтанной арматуры на сальниковое устройство герметизации устья скважины (СУЗГ - 2).

5.Специальная часть

На месторождении мероприятия по ГРП проводились с декабря 1993 года по июль 1995 г. Всего было проведено 30 скважино-операций управлением «Интрас», в т.ч. в 1993г. - 1, в 1994г. - 10, в 1995г. - 19 скважино-операций. Скважина 3824 после ГРП не введена в разработку, поэтому эффективность ГРП в этой скважине не оценивалась. В 2000 - 2001 годах продолжют гидоразрыв пласта силами Шлюмберже - проведено 31 операция.

Гидроразрыв пласта проводился в добывающих скважинах в зонах с 1 по 8. Основная масса скважин находится в северо-западной части месторождения (блоки 1, 2, 3, 4, 5 и 6). Блок 1 - скважины 7052, 3000, 3013, 7053, 3016, 1304, 1308; блок 2 - 3042, 3044, 3052; блок 3 - 3070, 1184р, 3095; блок 4 - 1336, 3107; блок 5 - 7082, 3201, 1369, 7058, 3215, 3210, 7108; блок 6 - 1376, 3326, 3277, 1384, 3271, 3263; блок 7 - 3340; блок 8 - 1660, 3451.

5.1 Расчет параметров ГРП

Целью расчета является определение количества материалов, необходимых для проведения процесса (рабочих жидкостей, песка, химреагентов), давление на устье скважины при выбранных темпах закачки жидкости в пласт и потребной гидравлической мощности оборудования (число агрегатов, буллитов), а также концентрации песка в жидкости носителе.

Исходные данные для расчета ГРП на скважине 7082 куст 32а.

Искусственный забой, м	2369
Интервал перфорации (верх/низ)	2346-2361
Глубина посадки пакера, м	2313
Пластовое давление, кПа	22100
Пластовая температура, С	73
Проницаемость, мД	4
Пористость, %	21
Градиент разрыва принят кПа/м, (Р)	13,6
Предел прочности песчаника на разрыв Мпа, п	9
Горное (геостатическое) давление, Мпа	37
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны d, мм	130,6
Наружный диаметр НКТ dн, мм	88,9
Внутренний диаметр НКТ d вн, мм	76
Вместимость НКТ 88,9 мм, м3/м	0,00454
Объем затрубного пространства, м3/м	5,79/100
Плотность жидкости, кг/м3	1000
Плотность горных пород под продуктивным горизонтом, кг/м3	2600
Вертикальная глубина, м	2230
Средний удельный вес пород по разрезу, () н/м3	0,023

Находим вертикальную составляющую горного давления

Р_гв=_пqLE; (5.1)

где _п - плотность горных пород под продуктивным пластом, Е - модуль упругости пород (1 - 2)10^-4

Р_гв=26009,81238010^-6=60,7 Мпа.

Находим горизонтальную составляющую горного давления

Р_гг=Р_гв(/1-); (5.2)

где =0,3

Р_гг=60,7 (0,3/1-0,3)=26 Мпа

В данном случае в условиях пласта образуются вертикальные трещины.

Рассчитываем рабочее забойное давление при ГРП

Р_{ГРП. З}=(_пН_р) (5.3)

где - коэффициент, учитывающий необходимое превышение забойного давления над давлением разрыва (=1,2 - 1,4)

Р_{ГРП. З}=(0,023х2230х9)х1,4=64,6 МПа

Расчет устьевого расчетного давления ГРП

Р_{ГРП. У}=Р_ГРП.З-Р_ст+Р_тр; (5.4)

где Р_ст - статическое давление столба жидкости в скважине, Р _{ч ст}=0,0101 Мпа/м, Р_ст=Р _{ч ст}Н, Р_ст=0,0101х2230=22,5 Мпа, Р_тр - потери давления на трение при ГРП

(5.5)

где - коэффициент гидравлического сопротивления;

(5.6)

(5.7)

где А - коэффициент учитывающий увеличение сопротивления вызываемого ранней турбулизацией потока вследствие наличия песка.

А=1,46

Находим число Рейнольдса

Re=4G_ж/d_ж; (5.8)

где _ж=0,285 сП - эффективна вязкость жидкости песконосителя, _ж - плотность жидкости песконосителя, _ж=(1-п₀)+ _аоп_о; (5.9)

_о - плотность основы - 1 г/см²; _а - плотность расклинивающего агента, _а=2,7 г/см²; п_о - объем его содержания в жидкости.

(5.10)

где С - массовая концентрация пропанта, С=900 кг/м³.

находим

_ж=1(1-0,26)+2,7х0,25=1,42 г/см³.

Число Re при G=4 м³/мин.

Re=4х4х1,42/3,14х0,076х0,285=378>200;

Находим исправить 2617 на 2230

Потери на трение:

=4,3

Находим устьевое рабочее давление

Р_{ГРП у}=46,4 МПа

Рассчитываем Ртр по градиенту потерь давления на трение:

Ртр=0,0016 МПа

Ртр=РтрН=3,5 Мпа (5.11)

Найдем устьевое рабочее давление по градиенту:

Р_{ГРП у}=45,6 МПа

Определим требуемую мощность для проведения ГРП:

(5.12)

N3000 кВт.

Определяем количество агрегатов потребных для проведения ГРП:

(5.13)

где Ра - рабочее давление агрегата, Gа - подача агрегата при рабочем давлении, k_m - коэффициент технического состояния агрегата =0,8.

Для производства ГРП используем насосный агрегат Т-800 производства США. Мощностью - 2500 л/с, трех плунжерный насос с диаметром плунжера 5”, обороты двигателя на III скорости:

Ga=1,08 м³/мин, Ра=78 МПа.

46,4 вместо 42,4

Примем n=3 + 1 резерв.

Для производства ГРП требуется 4 агрегата Т-800.

Определяем объем буферной жидкости, исходя из опыта работ на данном месторождении равной 4 м³.

Для заливания применяют следующие химреагенты:

VQA - 1 - загеливатель -4кг/м³.

BXL-10 - образователь песконесущей структуры 2 л/м³, снижает гидравлическое сопротивление. Расход химреагентов ведется по полному объему жидкости.

Для эффективного заполнения трещины песком с учетом инфильтрации необходимо не менее 70% жидкости-песконосителя от объема буферной жидкости.

V_{ж. пн}=300х70/100=21 м³/мин.

Таблица 5.1

Рекомендуемый порядок закачки пропанта.

стадия	Жидкость, м3	Смесь, м3	Концентрация, кг/м3	Кол-во пропанта на стадию, кг	Расчет на емкость, м3
1	3	3,1	120	360	2+120/2700 (2,04)
2	4	4,5	360	1440	4+360/2700 (4,13)
3	6	7,3	600	3600	6+600/2700 (6,22)
4	8	10,5	840	6719	8+840/2700 (8,3)
5	10	14	1080	10803	10+1080/2700 (10,4)
Всего	31	39,4	120-1080	22922

Пропанта необходимо 22,922 т., для транспортировки пропанта в пласт потребуется 31 м³ жидкости песконосителя.

Рассчитаем объем продавки:

Н=2230 м, d_вн=76 мм.

Вместимость 1 погонного метра НКТ - 0,0045 м³.

Vпродавки=(0,0045х2230)+1=11,035 м³.

Для производства ГРП на данной скважине потребуется:

Буферная жидкость - 4 м³

Жидкость песконоситель - 31 м³

продавочная жидкость - 10,4 м³

при производстве ГРП используются буллиты V=60 м³. На конец закачки в буллитах должно оставаться по 5 м³. Используются 2 буллита.

Vоб. =4+31+10,4+5+5=55,4 м³

Рассчитаем время проведения ГРП:

 (5.14)

t=14 мин.

При проведении ГРП создаются давления, которые могут быть опасными для эксплуатационной колонны. Поэтому в межтрубное пространство в 30 м над верхними отверстиями перфорации устанавливают пакер и опрессовывают на 6 МПа. В затрубное пространство закачивают жидкость и при помощи ЦА-320 нагнетая давление до 9 МПа, создают противодавление на НКТ и пакер.

Необходимый объем жидкости в затрубном пространстве до пакера:

V_затр.=V_обс-V_НКТ; (5.15)

V_обс=d_обс ²L/4; (5.16)

V_НКТ=d_нкт ²L/4; (5.17)

V_затр.=17,17 м^3.

5.2 Анализ технологических параметров проведения ГРП

На месторождении в качестве жидкости разрыва применяется гель, приготовленный на нефтяной основе, с добавлением в процессе закачки различных добавок.

Объем закачиваемой в скважину рабочей жидкости изменялся от 49,9 м³ до 106,3 м³ (в среднем 76 м³).

В качестве расклинивающего агента при проведении гидравлического разрыва пласта использовался пропант марки 16/20, 16/30 или S-105.

При проведении ГРП средний показатель количества закачиваемого в пласт пропанта для закрепления трещин составляет 30,8 т при средней концентрации 0,4 т/м³.

Таблица 5.2.

Значения технологических параметров ГРП, выполненных на Усть-Балыкском, Б₁₀ месторождении в период с февраля 2000 года по март 2001 г.

№ п/п	Дата ГРП	№ скв	Р разр., атм.	Тип жид-ти разрыва	V жид-ти разрыва	Тип проп-та	V закачки проп-та	Полудл. трещины,м	Н трещ.,мм	Технологические параметры скважины до воздействия	Технологические параметры скважины после воздействия
										Qж, т/сут.	Qн, т/сут.	% Н2О	Qж, т/сут.	Qн, т/сут.	% Н2О
1	15.02.00	1308	232	YF-140	78,6	S-105	38,4	50	5	75,0	5,0	16,0	115,0	70,0	33,0
2	07.04.00	1376	436	YF-140	49,9	S-105	37,1	40	5	23,0	21,8	7,5	84,0	72,0	14,6
3	15.05.00	7053	289	YF-140	97,4	16/30	39,8	70	5	6,3	6,0	10,0	86,0	62,0	28,0
4	11.07.00	3013	412	YF-140	89,2	16/30 B	37,9	70	4	10,5	8,5	18,1	47,0	35,5	25,0
5	21.07.00	3107	419	YF-140	106,3	16/30	38,7	70	5	10,0	6,5	38,0	106,0	45,0	57,0
6	22.07.00	1369	361	YF-140	83,9	16/30	38,1	70	3,5	8,1	6,9	16,2	82,0	63,6	22,4
7	08.08.00	3044	425	YF-140	77,3	16/30	29,5	70	4	27,0	21,0	23,0	76,0	48,0	37,0
8	09.08.00	3210	451	YF-140	79,8	16/30	29,1	70	4	7,0	6,0	17,0	82,0	65,0	20,0
9	10.08.00	3070	448	YF-140	83,4	16/30	30,3	70	4	5,4	4,0	25,0	118,0	43,0	63,0
10	17.08.00	3340	297	YF-140	90,8	16/20	34,4	53	5,1	9,0	7,0	26,0	61,0	34,0	43,0
11	18.08.00	3095	326	YF-140	78,1	16/20	29,2	70	4	17,0	13,6	20,0	115,0	75,0	35,0
12	30.08.00	1184р	393	YF-140	52,9	16/20 C	24,5	70	4	70,0	56,0	20,0	150,0	76,0	41,0
13	31.08.00	3326	352	YF-140	52,3	16/30 B	18	53	5,1	5,0	4,8	7,4	40,0	33,9	13,9
14	01.09.00	3000	407	YF-140	78,1	16/20 B	33	70	4	6,0	5,0	20,0	53,0	20,9	61,0
15	04.09.00	1384	458	YF-140	54,3	16/30	17,8	50	5,9	6,5	5,7	11,8	87,0	52,0	40,0
16	09.09.00	3052	411	YF-140	50,8	16/20 B	18,8	52	5	16,7	6,8	17,0	32,0	23,0	27,0
17	13.09.00	1304	400	YF-140	76,1	16/30 B	32,3	52	5,1	10,0	7,5	30,0	83,0	40,0	47,0
18	27.09.00	1336	316	YF-140	56,2	16/20 C	23,2	70	3,5	5,5	4,7	14,0	112,0	87,1	22,0
19	19.10.00	3042	279	YF-140	88,8	16/30	39,2	70	4	9,2	7,6	14,5	94,0	56,0	40,0
20	24.10.00	3016	202	YF-140	64,4	S-105	29,9	50	5	16,0	12,7	10,0	117,0	66,0	30,0
21	11.11.00	7082	444	YF-140	76,1	16/30 B	31,2	45	6,5	20,0	16,0	12,0	86,0	63,0	26,0
22	13.12.00	3215	341	YF-140	73,8	16/30 B	30,8	70	4	3,4	2,7	20,0	47,0	40,0	16,6
23	18.12.00	7108	492	YF-140	81,2	16/30 B	28,2	50	5	5,0	2,7	20,0	64,0	50,0	24,0
								Сумма	371,6	238,5		1937,0	1221,0
								Ср.знач.	16	10		84	53
										Продолжение таблицы 5.2
№	Дата ГРП	№ скв	Р разр., атм.	Тип жид-ти разрыва	V жид-ти разрыва	Тип проп-та	V закачки проп-та	Полудл. трещины,м	Н трещ.,мм	Технологические параметры скважины до воздействия	Технологические параметры скважины после воздействия
п/п										Qж, т/сут.	Qн, т/сут.	% Н2О	Qж, т/сут.	Qн, т/сут.	% Н2О
24	22.01.01

Страница:

•  1 
•  2 
•  3 
•  4 

дипломная работа "Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения, пласт БС" скачать

Подобные документы

• Анализ разработки Локосовского месторождения

  Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов. Показатели разработки месторождения, работы фонда скважин, выполнения проектных решений. Проблема обводненности скважин. Выбор метода водоизоляции.
  
  дипломная работа [4,1 M], добавлен 26.05.2012
  

• Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН"

  Геолого-физическая характеристика Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН". Коллекторские свойства продуктивных пластов, пластовых флюидов. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности. Применяемые горизонтальные технологии на объекте разработки.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 02.06.2010
  

• Анализ разработки нефтегазового месторождения

  Геологическая характеристика Хохряковского месторождения. Обоснование рационального способа подъема жидкости в скважинах, устьевого, внутрискважинного оборудования. Состояние разработки месторождения и фонда cкважин. Контроль за разработкой месторождения.
  
  дипломная работа [2,9 M], добавлен 03.09.2010
  

• Выделение пластов-коллекторов и оценка коэффициента пористости пластов АС10 Биттемского месторождения

  Общая геологическая характеристика Биттемского месторождения. Геолого-петрофизическая характеристика продуктивных пластов месторождения. Комплекс, техника и методика геофизических исследований скважин. Методики выделения пластов-коллекторов пласта АС10.
  
  курсовая работа [2,9 M], добавлен 25.01.2014
  

• Гидродинамические исследования скважин Ямсовейского газоконденсатного месторождения

  Геологическая и орографическая характеристика продуктивных пластов Ямсовейского газоконденсатного месторождения. Технологический режим работы скважин при наличии на забое столба жидкости и песчаной пробки. Исследование газовых и газоконденсатных скважин.
  
  курсовая работа [683,4 K], добавлен 13.01.2011
  

• Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение

  Географическое расположение и история освоения месторождения. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов. Анализ показателей разработки и фонда Талаканского месторождения, размещение скважин.
  
  отчет по практике [1,1 M], добавлен 21.09.2015
  

• Анализ разработки объекта БС11 Тевлинско-Русскинского месторождения

  Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов и общие сведения о запасах. История освоения месторождения. Анализ показателей работы фонда скважин. Основные методы для увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку остаточных запасов нефти.
  
  курсовая работа [6,5 M], добавлен 22.01.2015
  

• Анализ эффективности подземного ремонта скважин на советском нефтяном месторождении (Томская область)

  Геолого-физическая характеристика месторождения. Фильтрационно-емкостные свойства пород продуктивных пластов. Особенности выработки запасов нефти. Конструкция скважин. Испытание на герметичность. Монтаж подъемного агрегата и расстановка оборудования.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 17.06.2016
  

• Разработка Арланского месторождения

  Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного месторождения. Исследование пластов и продуктивности скважин. Сравнительный анализ результатов и особенности разработки нефтяных залежей. Проектирование методов повышения нефтеотдачи пластов.
  
  курсовая работа [62,3 K], добавлен 20.07.2010
  

• Прогнозирование разработки Северо-Ставропольского газового месторождения

  Анализ достоверности залежей запасов газа; фонда скважин, годовых отборов из месторождения, состояния обводнения. Расчет показателей разработки месторождения на истощение при технологическом режиме эксплуатации скважин с постоянной депрессией на пласт.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.11.2013
  

Другие документы, подобные "Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения, пласт БС"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам