Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. ООО "Татнефть - ЛениногорскРемСервис"

2. Геолого-физическая характеристика Сабанчинского месторождения

2.1 Общие сведения о районе работ

2.2 Литолого-физическая характеристика разреза

2.3 Общая характеристика продуктивных пластов

2.4 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

2.4.1 Физико-химическая характеристика нефти и газа

3. Динамика и состояние разработки Сабанчинского месторождения. Анализ показателей разработки, анализ фонда скважин, современные технологии повышения нефтеотдачи пластов

4. Характеристика методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти

5. Результаты применения методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти из выбранного объекта

5.1 Проектирование ГРП

5.2 Анализ результатов расчета

5.3 Характеристика материалов и реагентов

6. Проектирование применения одного из методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти из выбранного объекта

Заключеиие

Список использованной литературы

месторождение пластовый жидкость нефть

Введение

В данном курсовом проекте рассмотрена эффективность ГРП по Сабанчинскому месторождению. Актуальность темы заключается в том, что разработка нефтяных месторождений в настоящее время находится на заключительной стадии разработки.

За долгий период эксплуатации скважин состояние призабойной зоны пласта (ПЗП) существенно изменилось, ухудшились его коллекторские свойства, снизилась проницаемость, уменьшилась нефтеотдача.

Снижение естественной емкостно-фильтрационной характеристики ПЗП в основном обусловлено следующими причинами:

- частичная или полная кольматация поровых каналов глинистым раствором или фильтратом;

- засорение ПЗП при ремонтных работах в процессе эксплуатации скважин;

- выпадение в ПЗП и адсорбция асфальтеносмолистых и парафиновых частиц на поверхности поровых и перфорационных каналов из-за изменения термодинамических условий в процессе эксплуатации.

В связи с этим за долгие годы разработки на месторождениях НГДУ "Бавлынефть" заметно снизилась добыча нефти, увеличилась обводненность продукции.

Улучшение состояния ПЗП ведет к увеличению дебита скважин и в конечном итоге к увеличению коэффициента нефтеотдачи пласта.

Гидроразрыв пласта является одним из наиболее эффективных методов увеличения нефтеотдачи, заключающийся в создании высокопроницаемых каналов фильтрации путем заполнения образовавшихся в пласте трещин песком или каким-либо другим наполнителем.

1. ООО "Татнефть - ЛениногорскРемСервис"

На 1 апреля 2008 года общая численность персонала ООО "Татнефть - ЛениногорскРемСервис" составляет 894 человека, в том числе рабочих - 676, руководителей специалистов и служащих (РСС) - 218.

Таблица 1 Распределение численности персонала по подразделениям ООО "Татнефть - ЛениногорскРемСервис"

№ п/п	Подразделение	Численность, человек
		Всего	Рабочие	РСС
1	ЦПНП и КРС № 1	104	85	19
2	ЦПНП и КРС № 2	97	77	20
3	ЦПНП и КРС № 3	82	62	20
4	ЦПНП и КРС № 4	100	77	23
5	Участок по бурению СМД	33	29	4
6	ЦТР	69	36	33
7	ПРЦО и И	127	113	14
8	ПРЦЭ и КИП	69	60	9
9	Цех по ЭО	143	137	6
10	Аппарат управления	70		70
11	ИТОГО	894	676	218

Таблица 2 Основные производственные функции подразделений ООО "Татнефть - ЛениногорскРемСервис"

№	Подразделение	Основные производственные функции
1	ЦПНП и КРС № 1	Обеспечение высоких темпов работ по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин в строгом соответствии с технологическими процессами. Совершенствование существующих методов и разработка новых технологических схем по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин.
2	ЦПНП и КРС № 2
3	ЦПНП и КРС № 3
4	ЦПНП и КРС № 4
5	Участок по бурению СМД	1. Обеспечение высоких темпов работ по бурению скважин малого диаметра в строгом соответствии с технологическими процессами. 2. Совершенствование существующих методов и разработка новых технологических схем по бурению скважин малого диаметра.
6	ЦТР	1. Оказание сервисных услуг по внедрению пакеров на нагнетательных скважинах 2. Организация, проведение работ по ГРП, ОВД, ГПП при капитальном ремонте скважин 3. Организация и проведение технологических процессов по закачке кислотных композиций, изоляционных процессов, ЖТС и т.д. 4. Анализ эффективности работ по КРС и бурению СМД.
7	ПРЦО и И	1. Организация работы по обеспечению основного и вспомогательного производства исправным оборудованием и механизмами. 2. Техническое обслуживание и ремонт механической части оборудования в установленные сроки. 3. Совершенствование существующего оборудования, инструмента и разработка нового.
8	ПРЦЭ и КИП	1. Обеспечение бесперебойного энерго - теплоснабжения всех структурных подразделений общества. Осуществление ремонта, монтажа и обслуживание электрооборудования и контрольно- измерительных приборов, средств автоматизации. Обеспечение проводной и беспроводной связью, средствами пожарно-охранной сигнализации всех объектов. Метрологическое обеспечение производства.
9	Цех по ЭО	1. Организация бесперебойного обеспечения цехов ПНП и КРС и СМД подъемными агрегатами, стационарными насосными установками и электростанциями для проведения технологических операций.

Таблица 3 - Распределение работников предприятия по уровню образования

№ п/п	Категория	всего	Образование
			высшее, чел.	среднее профес., чел	среднее, чел.	начальное среднее, чел.
1	Рабочие	676	194	354	4	123
2	Руководители	104	97	7	-	-
3	Специалисты	114	110	2	-	2
ИТОГО	894	401	363	4	125

Таблица 4 Распределение по полу, национальности и возрасту

№	Категория	всего	по полу	по националь-ности	по возрасту
			муж.	женщ	рус-ские	тата-ры	про-чие	до 20 лет	от 21 до 30	от 31 до 40	от 41 до 60	св. 60
1	Рабочие	676	589	87	287	317	72	6	189	131	349	1
2	Руководители	104	98	6	52	40	12		21	26	56	1
3	Специалисты	114	72	42	63	47	4		22	31	60	1
ИТОГО	894	759	135	402	404	88	6	232	188	465	3

Таблица 5 Распределение численности рабочих основных профессий в разрезе цехов

№	Профессия	Цеха ПНП и КРС	УБСМД	ЦТР	ЦЭО	ПРЦОИ	ПРЦЭ и КИП
		1	2	3	4
1	Бурильщик КРС	30	30	25	33	-	-	-	-	-
2	Пом.бурильщика КРС	36	32	25	32	-	-	-	-	-
3	Бурильщик ЭРБС	-	-	-	-	8	-	-	-	-
4	Пом.бурильщика ЭРБС	-	-	-	-	21	-	-	-	-
5	Оператор пульта управл.	7	6	6	4	-	3	4	-	-
6	Моторист ЦА	-	-	-	-	-	20	-	-	-
7	Водитель	-	-	-	-	-	3	-	-	-
8	Машинист подъемника	-	-	-	-	-	-	126	-	-
9	Грузчик	-	-	-	-	-	-	-	25	-
10	Слесарь-ремонтник	-	-	-	-	-	-	-	28	2
11	Токарь	-	-	-	-	-	-	-	6	-
12	Электрогазосварщик	-	-	-	-	-	-	-	8	-
13	Оператор ЭВ и ВМ	2	2	1	2	-	2	1	-	8
14	Слесарь КИП и А	-	-	-	-	-	-	-	-	15
15	Электромонтер	-	-	-	-	-	-	-	-	20
16	Распределитель работ	8	3	3	2	-	1	3	9	2
17	Прочие	2	4	2	4	-	7	3	38	13
Итого по подразделению	85	77	62	77	29	36	137	114	60

2. Геолого-физическая характеристика Сабанчинского месторождения

2.1 Общие сведения о районе работ

В административном отношении Сабанчинское месторождение находится на землях Бавлинского района Татарстана, с pазвитой инфpаструктуpой, обеспеченного энергетическими мощностями, рабочей силой, путями сообщения. Месторождение относится к сложным, насчитывая по разрезу четыре продуктивных горизонтов, которые в свою очередь подразделяются на пласты и пропластки.

Орогидрография района

Сабанчинское нефтяное месторождение расположено в северной части Бавлинского района Республики Татарстан, в 12 км к юго-востоку от разрабатываемого Ромашкинского месторождения и 20 км севернее Бавлинского. На юге-востоке оно граничит с Туймазинским месторождением, разрабатываемым объединением "Башнефть". Расстояние до ближайших железнодорожных станций Бугульмы и Ютазы Самарской дороги 20 ... 30 км. В геоморфологическом отношении месторождение расположено в пределах Бугульминского плато, довольно расчлененного. Абсолютные уровни колеблются от 350 ... 365 м на водоразделах, до 110 ... 120 м в речных долинах. Климат, как и на всей территории Татарстана, континентальный. Перепады температур от 37⁰С до минус 49⁰С среднегодовая 26⁰С. Годовое количество осадков 400 ... 450 мм. Почвы района в основном черноземные, имеются участки с выходами коренных пород. Из полезных ископаемых, кроме нефти, известны месторождения минерального и строительного сырья: известняки, гравий, пески, глины строительные. Для питьевых целей используются подземные воды из пермских отложений, для промышленных - воды рек Ика, Дымка и Зая. Первооткрывательницей Сабанчинского месторождения явилась в 1963г. сквaжина № 27, заложенная трестом в сводовой части бобриковского поднятия. При бурении поисковой скважиной № 4 в 1965г. промышленный приток нефти был получен из пласта ДIпашийского горизонта. В 1975г. разведочная скважина № 71, пробуренная на севере месторождения открыла залежь нефти в фаменском ярусе

2.2 Литолого-физическая характеристика разреза

Продуктивными отложениями являются терригенные пласты-коллекторы девона (Н=1780 м), нижнего карбона (Н=1220 м ) и карбонатные породы девона (H = 1460 м). На месторождении выявлено 13 залежей нефти, практически совпадающих в плане по продуктивным горизонтам и контролируемых небольшими куполовидными поднятиями, в ряде случаев обьединяющихся единой стратоизогипсой. Терригенные коллекторы, сложенные песчаниками и алевролитами, относятся по В. Н. Дахнову к типу поровых, средне- и высокоемких, низко- и высокопроницаемых. Карбонатные коллекторы, сложенные известняками различных структурных разностей, относятся к типу трещинно- поровых, низко- и среднеемких, среднепроницаемых. Режим залежей упруго-водонапорный. Воды представляют высокоминерализованные рассолы (М= 241-276 г/л) хлоркальциевого типа по В. А. Сулину. Нефти девонских отложений относятся к типу сернистых, парафинистых, смолистых. Нефти отложений бобриковского горизонта относятся к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых, высокосмолистых.По количеству запасов месторождение относится к классу средних.Месторождение открыто в 1963 году и введено в промышленную разработку в 1974 году.На месторождении выделено три эксплуатационных объекта, в т.ч. основных три (пашийского, данково-лебедянского, бобриковского возрастов). Разбуриваниебобриковского объекта осуществляется по комбинированной сетке с расстоянием между скважинами от 350 до 500м., данково-лебедянского и пашийского (3залежи) по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 400м. Cистемазаводнения пятирядная с блоковым разрезанием и законтурная. С целью увеличения КИН применяются полимерноезаводнение и ИКНН и ГРП. На 1.01.1993 г на месторождении пробурено 678 скважин, в т.ч. 528 добывающих ,119 нагнетательных, 31 прочих категорий. В разработке находятся бобриковский объекты, пашийский и данково-лебедянский зксплуатируются единичными скважинами. Годовая добыча нефти составляет 751 тыс.т., жидкости - 3920 тыс.т. Текущие дебиты нефти 5,7 т/сут., жидкости 29,7 т/сут. С начала разработки отобрано 21184 тыс.т.нефти, 67244 тыс.т.жидкости. Обводненность составляет 80,8 %. Коэффициент нефтеизвлечения: пpоектный 0,370 д.ед.; без применения новейших МУН 0,359 д.ед.; текущий на 1.01.1994 года - 0,245.

2.3 Общая характеристика продуктивных пластов

Промышленные скопления нефти на территории Сабанчинского месторождения приурочены к пашийскому горизонту (пласты DIа+б), фаменскому ярусу (пласт DIII) и бобриковскому горизонту, который является основным объектом разработки.

По принятой в настоящее время в объединении "Татнефть" индексации, в бобриковском горизонте выделяются, снизу вверх, пласты Б-1, Б-2, Б-3 и Б-4. На Сабанчинском месторождении в толще коллекторов практически невозможно выделить отдельные пласты, найти их границы по разрезу. Нижний пласт Б-1 имеет линзовидное строение, часто представлен плотными породами, а в большинстве скважин, где он является коллектором, лежит ниже уровня ВНК. Пласты Б-2 и Б-3 являются основными на Сабанчинском месторождении, представлены в большинстве случаев высокопористыми проницаемыми песчаниками. Пласт Б-4 имеет небольшую толщину, малую площадь распространения, представлен глинистыми плотными породами. В тех редких случаях, когда пласт Б-4 представлен песчаниками, он сливается с нижележащей толщей. Единый бобриковский пласт залегает в основном интервале 3-14 м от кровли турнейского яруса, чаще всего в интервале 5-11 м. Средняя толщина нефтенасыщенных коллекторов по продуктивным скважинам составляет 6,72 м, а по расчету нефтенасыщенных объектов - 4,5 м. Коэффициент расчлененности, вычисленный с учетом всех пропластков коллекторов, в том числе и водоносных, составляет 1,24, а без водоносных пропластков и если не учитывать глинистых перемычек тоньше 1 м - всего 1,13. Этот объект составляет основную залежь, которая вытянута на 20 км с юго-востока на северо-запад при ширине от 1,7 до 9,5 км, и две небольшие залежи на севере и юге, величиной соответственно 1,9 х 2,1 км и 3,8 х 3,0 км. Анализ измерения границ залежей, по сравнению с 1979г. проведен с севера на юг, по блокам. Отдельная залежь на 8 блоке, после уточнения границ обширной зоны замещения к югу и западу от нее, немного уменьшилась по площади. На севере и западе первого блока, относящегося к основной залежи, изменения границ при разбуривании взаимно компенсировалось. Внешний контур второго блока раздвинулся как на северо-западе, так и в восточной части. Границы третьего блока на западе почти не изменились, а на востоке, после разбуривания участка на границе с Туймазинским месторождением ( скважина №2104, 2109, 2151, 2157 ), площадь залежи выросла. Четвертый блок, залежь которого, по данным 1979г., представлялась отдельными куполами, после бурения скважины №1887, 1888 соединилась с основной структурой и площадью этого участка расширилась. На четвертом блоке с одной стороны, границы залежи несколько раздвинулись, с другой стороны, увеличились зоны отсутствия коллекторов в пределах контура нефтеносности. На пятом блоке, за счет разбуривании участка повышенной мощности на западе (скважина №1990, 1992, 2006, 2007 ), площадь залежи несколько расширилась, но она еще более уменьшилась на юге и в центральной части за счет обширной зоны замещения и вследствие усложнения контуров нефтеносности, которые замкнули с юга основную залежь гораздо севернее, чем намечалось в подсчете 1979г.

Восьмой блок, поновым данным, является отдельной залежью, отделяющейся пологим прогибом от основной на севере и зоной замещения на юге от Туймазинского месторождения (скважина №679,1579, 1057, 1616). Почти вся площадь этого блока, в результате бурения эксплуатационных скважин №2158, 2175, оказалась за пределами старого контура. Таким образом, эксплуатационное разбуриваниебобриковского горизонта существенно раздвинуло границы залежи и в то же время уточнило расположение зон замещения, увеличило их, особенно в южной части. В результате общая площадь нефтеносности возросла на 5,74 %.В то же время при бурении новых скважин были вскрыты несколько участков повышенной мощности, 6 ... 8 м и более, на севере, в первом и втором блоках, на востоке третьего и четвертого блоков, на западе четвертого и пятого блоков. В результате средневзвешенная толщина нефтенасыщенных коллекторов по объекту увеличилась от 3,99 м до 4,5 м. Средняя отметка ВНК, по данным 118 скважин, составляет 965,6 м, в том числе по скважинам с удлинением до 20 м - 965,8м, свыше 20 м - 965,5 м. При общей тенденции некоторого повышения уровня ВНК с севера на юг и юго-восток (от отметок 966-969 м и 959-962 м), изменением ВНК в конкретных скважинах больше обусловлено наличием значительных наклонов ствола скважин (до 30-45⁰, при удлинении свыше 20 м), чем общим геологическими закономерностями. Тип залежи пластовый, сводовый, литологически ограниченный. Самая высокая отметка кровли продуктивного пласта отмечена в скважине №1939 ( минус 944.7 м), этаж нефтеносности залежи до 24 м.

2.4 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

2.4.1 Физико-химическая характеристика нефти и газа

Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался нахромотографах типа "Кристалл-200М". Все данные исследования приведены согласно РД 153-39-007-96 "Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений".

Всего по бобриковскому горизонту Сабанчинского месторождения проанализировано: пластовых -- 108 проб, поверхностных -- 61 проба. При обработке данных была произведена отбраковка результатов некачественных анализов, в расчет принимались только качественные. Ниже приводится краткая характеристика нефти по бобриковскому горизонту.

Исследование свойств нефти бобриковского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 36 скважин.

Данные исследования показывают, что параметры пластовой нефти бобриковского горизонта в целом по месторождению изменяются в следующих пределах: давление насыщения изменяется от 2,1 до 6,1 МПа, среднее значение которого равно 3,81 МПа; газосодержание - от 9,9 до 36,6 м³/т, среднее значение которого равно 22,9 м³/т; объемный коэффициент - от 1,038 до 1,117, среднее значение которого равно 1,0643; вязкость пластовой нефти изменяется от 12,0 до 43,15 мПа^.с, среднее значение которой составляет 18,79 мПа^.с (таблица 1).

Результаты этих анализов были учтены при обобщении материала и расчете средних значений параметров. Плотность пластовой нефти -- 848,0кг/м³, сепарированной -- 888 кг/м³. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти приведён в таблице 1.

Таблица 1 Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти

Наименование	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях
	Выделившийся газ , %% моль
Сероводород	0,07
Углекислый газ	0,97
Азот+редкие, в том числе:	14,64
Гелий	не опр.
Метан	30,26
Этан	21,47
Пропан	19,46
i-Бутан	2,64
n-Бутан	6,21
i-Пентан	1,83
n-Пентан	1,50
Гексан+высшие	1,01

Содержание серы в нефти изменяется от 1,5 до 4,1% масс, в среднем равно 2,45%, асфальтенов - от 2,7 до 11,5%, в среднем 5,9% , парафинов - от 1,9 до 5,1%, среднее значение равно 2,99 % весовых.

Нефти бобриковского горизонта относятся к группе вязких, высокосернистых и парафиновых нефтей

Водоносные горизонты бобриковских отложений изучались при опробовании пластов - коллекторов глубоких разведочных и эксплуатационных скважин и по данным промысловой геофизики. При опробовании проводились замеры дебита воды, отбирались пробы воды на анализ.

В бобриковско-тульских отложениях нижнего карбона преимущественно водоносны песчаники и алевролиты. Водообильность их колеблется в пределах от 60 до 100 м³/сут при различных динамических уровнях. Статистические уровни устанавливаются на абсолютных отметках от +7,5 до - 17,25 м. Режим залежей, приуроченных к этим отложениям, упруговодонапорный. По химическому составу пластовые воды относятся к хлоркальциевому типу по В.А. Сулину.

Общая минерализация составляет 220,0 - 267,3 г/л, плотность - 1157 -1174 кг/м³, вязкость - 1,72-1,78 мПа^.с. Растворенный в воде газ метаново-азотный, газонасыщенность - 0,139-0,745 м³/т, упругость газа составляет - 3,0-6,5 МПа, объемный коэффициент - 1,001.

Органическое вещество пластовых вод представлено углеродом битумной фракции, окисляемостью йодатной и перманганатной, фенолами и общим азотом.

Кизеловский горизонт

По кизеловскому горизонту свойства и состав нефти оценивались по результатам исследований 12 проб, отобранных из 4 скважин.

Пластовая нефть горизонта характеризуется давлением насыщения равным 3,27 МПа, газосодержанием, составляющим 20,1 м³/т. По величинам плотности и вязкости нефть относится к числу средних, с повышенной вязкостью. Нефть является сернистой (3,4 % масс.), парафиновой (1,78 % масс.), смолистой (12,7 % масс.). Содержание фракций, выкипающих до температуры 300 ^ОС, составляет 41 % объемн.

Бобриковский горизонт

По бобриковскому горизонту исследовано 87-107 проб пластовой и 5-56 проб поверхностной нефти.

По результатам исследований давление насыщения нефти газом составляет 3,81 МПа, газосодержание - 22,9 м³/т, плотность и вязкость пластовой нефти соответственно составляют 856,1 кг/м³ и 18,79 мПа·с.

По свойствам нефть относится к числу средних, с повышенной вязкостью. По составу она является сернистой (2,45 % масс.), парафиновой (2,99 % масс.), смолистой (13,84 % масс).

Содержание фракций, выкипающих до температуры 300 ^ОС, составляет 43,7 % объемн.

3. Динамика и состояние разработки Сабанчинского месторождения. Анализ показателей разработки, анализ фонда скважин, современные технологии повышения нефтеотдачи пластов

Сабанчинское месторождение введено в промышленную разработку в 1979 году согласно технологической схемы разработки, составленной КИВЦ в 1979 году. Основные положения этой работы:

- разбуривание залежи равномерной квадратной сеткой плотностью 25 га/скв;

- система заводнения избирательно внутриконтурная в сочетании с законтурной;

В связи с разбуриванием месторождения в 1979 году КИВЦ уточнил технико-экономические показатели Сабанчинского месторождения, и дальнейшее разбуривание и разработка осуществлялась уже согласно технологической схемы, составленной в 1979 году.

Были рекомендованы следующие положения:

- переход от избирательного к линейному заводнению при пятирядном размещении эксплуатационных скважин с сохранением на отдельных участках очагового, а также законтурного заводнения;

- размещение скважин по сетке 500х500м и 400х400м в местах расширения контура, а также сгущение сетки до 350 х 500 м в зонах стягивания контура;

- проектный фонд скважин по уточненным данным составил 709, в том числе 163 резервных, 15 оценочных, 429 эксплуатационных, 102 нагнетательных.

В 1981 году на основе утвержденных в ГКЗ запасов составлена техническая схема разработки Сабанчинского месторождения с уточнением технологических показателей разработки по залежам С1вв и Д1.



В работе для бобриковского горизонта рекомендован вариант, предусматривающий дальнейшее разбуривание месторождения до достижения проектного числа скважин:

- на разбуренной и разрабатываемой части месторождения сложившаяся линейная система заводнения остается неизменной;

- на разбуриваемой части месторождения, где геологическое строение горизонта пока недостаточно изучено, рекомендовано организовать избирательную систему заводнения;

- как метод повышения нефтеотдачи предусматривает закачку серной кислоты;

- бурение 327 проектных скважин и ввод в эксплуатацию 257 добывающих скважин и 52 нагнетательных.

К настоящему времени по бобриковскому горизонту в активной разработке находятся запасы нефти 6 блоков(1,2,3,4,5,8), при чем 8 блок введен в разработку в последние годы, а 6 и 7 блоки практически не разрабатываются. Наиболее выработанными являются 1,2,3 блоки, по которым отобрано соответственно 85,97%, 93,17%, 98,48% от НИЗ. 4 и 5 были введены в активную разработку позднее первых трех и по состоянию выработанности ниже, по ним отобрано соответственно 61,89%, 50,59%, от НИЗ. По 6,7,8 отобрано 15,72%, 3,63%, 21,51%.

Анализ состояния выработки запасов по пластам бобриковского горизонта, проведенный "ТатНИПИнефть" показывает, что в соответствии с характером заводнения коллекторов, в условиях высокой литологической связанности пластов выработанность запасов нефти увеличивается сверху-вниз. Установлено, что пласт Б4 в разработке не участвует, ввиду особенностей своего геологического строения. Анализ состояния выработки запасов по пластам показал, что в соответствии с состоянием завонения коллекторов выработанность запасов увеличивается сверху вниз от 57,7% по пласту Б3 до 89,1% по пласту Б1. В целом по горизонту определяющей в добыче нефтиявляется нефтяная зона, на которую приходится 84,7% общей добычи и из которой отобрано 68,8% от начальных извлекаемых запасов, что обусловлено высокой эффективностью линейной системы ее разработки.

- поддержание пластового давления осуществляется путем разрезания залежи на блоки, система заводнения в целом является эффективной и обеспечивает достаточно высокие темпы разработки, применение циклики повышает эффективность заводнения;

- закачка ПАВ в условиях данного месторождения экономически не оправдался; от закачки АСК эффект получен, но технология экологически опасна; воздействие на пласт с помощью гидравлического разрыва показало высокую оценку, но технология проведения достаточно дорогостоящая и связана с экологической опасностью требующая особо тщательного анализа для дальнейшего использования, закачка ОЭЦ показала высокую эффективность, применение технологии надо продолжать.

Исходя из текущего состояния, дальнейшая разработка Сабанчинского месторождения должна быть направлена на решение следующих задач:

а) разбуривание и вовлечение в разработку невовлеченных и трудноизвлекаемых запасов (5,6,7,8 блоки, ВНЗ, линзы и тупиковые зоны);

б) совершенствование системы ППД для широкого внедрения метода циклической закачки с переменой направления фильтрационных потоков;

в) увеличение коэффициента нефтеизвлечения за счет внедрения новых физико-химических методов (СПС).

Анализ показателей разработки Сабанчинского месторождения приведен в таблице 2.. Как видно из таблицы 2 максимальный уровень добычи нефти был в 1982 году и составил - 1565,29 тыс.т.

Таблица 7 Динамика показателей разработки Сабанчинского месторождения ОАО "Татнефть" ЛенРемСервис

Года	Добыча жидкости, тыс. т	Добыча нефти, тыс.т	Обводненность, %	Закачка воды,м3
1981	3,4	2,81	0,7	-
1982	82,929	65,335	7,4	-
1983	279,479	221,47	6,7	90,445
1984	597,1	457,716	10,8	399,277
1985	913,836	667,287	16,4	840,288
1986	1198,49	817,05	23,6	1243,879
1987	1461,134	881,569	34,3	1664,762
1988	1930,684	1098,099	39,6	1960,983
1989	2485,853	1292,62	44,5	2374,456
1990	3278,334	1443,244	54,2	3127,109
1991	3965,902	1565,29	59,5	4080,345
1992	4445,726	1541,645	64,9	4272,038
1993	4824,544	1529,569	67,9	4774,471
1994	5110,068	1354,395	73,8	5247,816
1995	5265,386	1236,67	77,0	5478,483
1996	4949,986	1159,242	77,1	5305,413
1997	4746,123	1084,043	77,8	5045,349
1998	4564,867	1024,83	78,1	4804,241
1999	4422,14	978,162	78,5	4558,267
2000	4246,724	908,419	79,3	4353,553
2001	4072,732	804,714	81,1	4236,932
2002	3722,492	731,532	81,2	3901,168
2003	3649,474	692,747	82,0	3831,922
2004	4039,818	658,617	83,8	4375,919
2005	3719,831	701,377	82,0	4165,025
2006	3743,758	676,402	82,8	4178,847
2007	3670,2	657,698	82,9	4097,085
2008	3523,135	637,433	82,8	3985,081
2009	3754,368	638,75	83,9	4125,163
2010	4079,789	631,792	85,4	4321,116

В 2010 году по бобриковскому горизонту добыто 631,792тыс.т. нефти, темп отбора от НИЗ составил 2,28%. С начала разработки отобрано 26185,54 тыс.т нефти, текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) достиг значения 0,300. От начальных извлекаемых запасов отобрано 79,7%. За год отобрано 3447,910 тыс. тонн пластовой воды, среднегодовая обводненность равна 85,4%. Как видно из графика с 2001 года произошёл незначительный рост обводненности с 81,1 до 85,5%. С начала разработки вместе с нефтью добыто 72183,36 тыс. тонн воды, водонефтяной фактор равен 2,76. Накопленный отбор жидкости составил 96748,3 тыс. тонн.

Бобриковский горизонт разрабатывается с применением законтурного и линейного заводнения. Разрезающими рядами нагнетательных скважин месторождение разделено на 8 блоков. Внутри блоков формируется более компактные зоны стягивания.

За 2010 год через нагнетательные скважины в бобриковский горизонт было закачано 4321,116м3 воды, при компенсации отбора закачкой 111,6%. Накопленная закачка воды составила 84338,614тыс.м3, а компенсация отбора закачкой 103,5%. Пластовое давление на 1.01.01. равно 10,8МПа. Надо отметить, что в течение последних 10 лет пластовое давление стабильно, составляет 10,1...10,9 МПа и отличается от начального значения на 10...15.

4. Характеристика методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - процесс обработки призабойнойзоны 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 улучшается условия притока жидкости. Достигается это путем создания высоких давлений на забоях закачкой в пласт вязких жидкостей при больших расходах, что обеспечивает 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.

Гидравлический разрыв пласта применяют для:

-увеличения продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательныхскважин;

-регулирование протоков и приемистости по продуктивной мощности пласта;

-создания водоизоляционных экранов в обводненных скважинах.

Различают три основных вида процесса ГРП:

-однократный;

-многократный;

-направленный (поинтервальный).

При однократном разрыве предполагается создание одной трещины в продуктивной мощности пласта, многократном - образование нескольких трещин по всей вскрытой мощности пласта. При направленномгидроразрыветрещины образуются в заранее предусмотренных интервалах мощности пласта.

По прибытию на скважину все необходимое оборудование устанавливается по схеме, показанной в приложении данного раздела. После установки оборудования, сборки нагнетательной линии, производится опрессовканагнетательной линии скважины. Опрессовка служит проверкой для собранной линии высокого давления. После опрессовки, если все в порядке с линией нагнетания, происходит процесс ГРП.

Далее определяют глубину забоя скважины, промывают ее для удаления пробки и загрязняющих отложений. Затем скважину исследуют на приток. Иногда для снижения давлений разрыва и повышения эффективности процесса применяют гидропескоструйную перфорацию, солянокислотную обработку скважин или перестрел отверстий фильтра. Затем в скважину на НКТ спускают пакер с якорем устанавливают его верхних отверстий фильтра, а устье скважины оборудуют специальной головкой, к которой подключают агрегатыдля нагнетания в скважину жидкости разрыва.

Сам процесс ГРП можно разделить на три стадии:

1 создание трещины. Чтобы создать трещину в пласте, необходимо увеличить фактор разрыва пород. Это достигается закачиванием в пласт определенного раствора в темпе, более быстром, чем тот при котором пласт мог бы принять. Давление закачиваемой жидкости увеличивают до тех пор, пока не возрастают силы сжатия в пласте, и порода не разрывается;

2 поддержание ее в открытом состоянии. Когда появляется трещина, в раствор добавляют проппант, который потоком жидкости уносится в нее. Концентрация проппантабудет возрастать пока не обеспечит хорошую герметичность трещины. Когда процесс закончен, давление снижается, проппант удерживает трещину в открытом положении и проводит пластовые жидкости;

3 откачка из скважины раствора ГРП. Прежде, чем начать добычу нефти из скважины после ГРП, следует откачать раствор, применявшийся для ГРП. Из раствора ГРП необходимо извлечь загущающиеся добавки. Глубинные температуры могут превратить этот раствор в пар, тем самым, облегчая его извлечение. Все загущенные растворы, закачиваемые в скважину, имеют точку разрыва, поэтому важно следовать схеме.

Подбор кандидатов на ГРП осуществляется по следующим критериям:

- толщина пласта не более 10м;

- расстояние до ближайшей нагнетательной скважины не менее 250 м;

- обводненность скважины не должна превышать 70% - для скважин, перфорированных в каналы, и 50% для скважин, перфорированных в региональные пески;

- хорошее состояние цемента выше и ниже интервала перфорации 10 м;

- толщина глинистой перемычки до ближайшего обводненного пласта не меньше 4-6 м;

Многократный поинтервальный гидравлический разрыв с применением закупоривающих материалов проводят следующим образом. Вначале проводят гидравлический разрыв по обычной технологии, а затем в скважину вместе с жидкостью вводят вещества, временно закупоривающие образовавшиеся трещины или перфорационные отверстия против интервала разрыва. Это приводит к повышению давления и разрыва пласта в другом интервале. После этого в скважину вместе с жидкостью вводят закупоривающие материалы и добиваются разрыва в новом интервале. Таким образом осуществляют двух-трехкратный разрыв пласта. При освоении скважины закупоривающие вещества либо растворяются в нефти (нафталин) и удаляются из трещин, либо выносятся потоком жидкости на поверхность (шарики из пластмассы).

Объем жидкости разрыва устанавливают исходя из конкретных условий. По опытным данным ТатНИПИнефти при плотных породах рекомендуется (при вскрытой мощности пласта не более 20 м) жидкость разрыва брать из расчета 4-6 м ³ на 1 м. мощности пласта. При вскрытой мощности пласта более 20 м. - на каждые 10м мощности количество жидкости разрыва должно быть увеличено на 1 -2 м ³.

Для слабосцементированных рыхлых пород количество жидкости разрыва должно быть увеличено в 1,5-2 раза по сравнению с предыдущим.

Гидроразрыв пласта является одним из наиболее эффективных методов увеличения нефтеотдачи, заключающийся в создании высокопроницаемых каналов фильтрации путем заполнения образовавшихся в пласте трещин песком или каким-либо другим наполнителем.

Вертикальная трещина, образовавшаяся в пласте, распространяется вверх, вниз и в глубину пласта. Развитие трещины вверх и вниз происходит в пределах проницаемой части пласта и ограничивается покрывающими и подстилающими продуктивный пласт породами, имеющими, как правило, более высокие показатели прочности (градиенты разрыва).

После закачки необходимого объема песка в пласт процесс нагнетания прекращают (останавливают насосные агрегаты), давление в трещине уменьшается, и под действием сжимающего горного давления происходит смыкающие трещины. Однако полного смыкания трещины не происходит из-за наличия в ней песка.

Технология ГРП включает следующие операции: перфорация; спуск в скважину высокопрочных НКТ с пакером и якорем на нижнем конце; проведение теста, для корректировки закачки основного агента; закачку по НКТ в пласт жидкости-разрыва, жидкости-песконосителя и продавочной жидкости; демонтаж оборудования, освоение скважины и пуск скважины в работу.

Подготовка жидкостей ГРП производится на кусту скважин, непосредственно перед закачкой ее в пласт. Система подготовки жидкости ГРП включает: песковоз, емкость с водой или дизтопливом, смесительный агрегат (блендер). Схема размещения оборудования при проведении ГРП представлена на рисунке 2.

В смесителе смешиваются жидкости разрыва, химические компоненты и расклинивающие частицы.

Смеситель является центральным оборудованием в этой операции, так как через него проходят все жидкости и добавки, которые затем перемещаются в насосные установки. При соответствующей производительности и давлении эти установки закачивают суспензию в скважину для образования и расклинивания намеченной трещины.

Рисунок 2 Схема размещения оборудования при ГРП

Подготовка исходных данных для проектирования ГРП

Для составления оптимального плана проведения операции ГРП необходимо иметь данные о геологическом строении пласта, режим работы залежи, характеристика пластового флюида и физико-химических свойствах продуктивного пласта.

Исходными для проектирования является следующие данные.

а) Литологические и минералогические характеристики пласта:

-пористость и проницаемость, необходимы для расчета величин проводимости и длины трещины;

-механические свойства пласта - прочность и сжимаемость - необходимы для определения степени вдавливания песчинок в породу пласта их разрушение под нагрузкой; в зависимости от величины напряжения пород могут быть выбраны различные способы заполнения песком трещины: либо многослойное, либо отделенными зонами (участками) и т. д.;

-петрографические характеристики пород - зернистость, размер пор, тип минералов глин, их расположение внутри матрицы породы - необходимы для определения характера взаимодействия жидкости разрыва с породой пласта и насыщающим её флюидом и оценки возможного закупоривания пор пласта продуктами реакции;

-растворимость пород - характеризует количественное растворение объема матрицы породы в кислоте; в некоторых случаях при высокой степени разрушение породы кислотой создаются каналы фильтрации такой раскрытости, что их необязательно заполнять песком;

б) Механические свойства породы пласта;

-модуль Юнга является определяющим параметром, влияющим на раскрытость трещины и возможность получения высокопроводимого канала;

-коэффициент Пуассона определяет величину горизонтального напряжения пород пласта, а следовательно, - градиент разрыва;

-горизонтальные напряжения матрицы пород, слагающих кровлю и подошву пласта, дают информацию о возможном распространении трещины в покрывающей и подстилающей продуктивный горизонт пласты; зоны с низкими горизонтальными напряжениями (низкими коэффициентами Пуассона) очевидно не станут служить ограничивающими барьерами для развития трещины. Пластические глины и глинистые сланцы (имеют высокие значения коэффициента Пуассона) ограничивают развитие трещины, направляя её в твердые породы известняков и доломитов.

в) Свойства пластовой жидкости и энергия пласта:

-свойства нефти - вязкость, способность образовывать эмульсии, содержание асфальтенов, характеристика парафинообразования - должны быть учтены быть при выборе и регулирование свойств рабочей жидкости;

-свойство газа - содержание в жидкости, компонентный состав, давление насыщения - определяют возможность его выделения в пласте, что необходимо учитывать при расчете фильтрации двухфазной жидкости в скважине; если подвергается обработке газовый пласт, то закачка жидкости на нефтяной основе может привести к снижению относительной проницаемости газа.

5. Результаты применения методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти из выбранного объекта

5.1 Проектирование ГРП

Для проектирования операции ГРП необходимо иметь следующие данные о скважине и пласте.

Скважина:

- диаметр обсадной колонны Д, мм.

Пласт:

- глубина залегания Н, м;

- мощность продуктивной части h, м;

- проницаемость K, Д, (м²);

- пористость m, %;

- степень загрязнения S или ОП;

- модуль упругости Е, МПа;

- пластовое давление Р_пл, МПа;

- радиус дренирования Z_к, м;

- площадь дренирования, А, м;

- градиент разрыва L, МПа/м.

Сначала производится выбор типа жидкости-разрыва и наполнителя - песка.

Жидкость разрыва:

- состав

- добавки

- вязкость М, Па•с.

Песок:

- тип;

- плотность;

- средний диаметр песчинок м, d_п.

Затем задаются несколькими значениями;

- объема закачиваемой жидкости V_ж, м^3;

- расхода жидкости при закачке q, м³ /с;

- объем песка V_п, м³;

- концентрации песка С, т/м³.

Давление гидроразрыва может быть определено достаточно по результатам испытания кернового материала на прочность. Тогда, зная прочность образца на разрыв, можно подчитать необходимое давление разрыва.

5.2 Анализ результатов расчета

При применении маловязкой необработанной нефти коэффициент использования рабочей жидкости оказывается весьма низким: раскрытость трещины не превышает 3 мм, а глубина трещины находится в приделах 8?25 м. В такую трещину невозможно закачать планируемых объемов песка. Как следует из расчетов, в трещину может поступить только 0,15?1,0 м³ песка, то есть 0,25?1,7 тонны, что составляет ~ 5% планируемого веса песка. Для жидкостей более высокой вязкости удается закачать в пласт большие объемы песка и создать трещину большой протяженности и раскрытости. Эффективность таких операций при малых расходах закачки выше, чем при маловязких жидкостях. Однако, при этом высокие устьевые давления возникают гораздо раньше по мере роста расхода. Уже при расходе 50л/с возникают устьевые давления, превышающие 60 МПа.

Из расчетов следует, что при использовании маловязкой жидкости для выбранных пластовых условий невозможно добиться эффективного провидения ГРП - ожидаемый прирост дебита не превышает 1,2?1,5.

Увеличение продуктивности скважин в результате ГРП

Продуктивность скважин увеличивается в результате проведения ГРП вследствие того, что:

-происходит изменение условий притока жидкости к скважине (изменяется характер фильтрации жидкости к забою скважины - из плоскорадиального на линейный);

-снимается сопротивление потоку жидкости в загрязненной призабойной зоне пласта вследствие создания высокопроводящих каналов в этой зоне;

-происходит соединение трещиной высокопроницаемых локальных зон пласта и подсоединение их к скважине.

Следует указать, что при проведении операций ГРП с целью устранения повышенных сопротивлений фильтрации в загрязненной зоне пласта нет необходимости создания глубоких трещин: достаточно создание и заполнение песком трещины длиной, превышающей радиус зоны загрязнения пласта.

Степень повышения продуктивности скважины, подверженной гидроразрыву, зависит также от характера развития трещины в пласте, определяемого геологическими факторами и напряженным состоянием горных пород. Так как геолого-геофизические характеристики пластов в определенной мере известны при разработке нефтяной залежи, то они могут быть учтены при прогнозировании направления развития трещины.

В трещиноватых карбонатных отложениях, а также в терригенных глинистых песчаниках, отличающихся неоднородностью по простиранию, могут иметься локальные невысокопроницаемые зоны. При соединении этих высокопроницаемых участков пласта со скважиной возможно резкое увеличение продуктивности последней. Основная же причина увеличения продуктивности скважины связана с созданием высокопроводимого канала-трещины (по отношению к проводимости самого пласта) большой длины.

5.3 Характеристика материалов и реагентов

Для успешной интенсификации притока пластовых флюидов, жидкость гидроразрыва должна обладать определенными физико-химическими свойствами. Трещиноформирующий флюид является наиболее важным компонентом при ГРП. Главной его задачей является вскрытие трещин и транспортировка абразивного компонента вдоль трещин, при этом очень важны реологические параметры технологических растворов. Жидкость для гидроразрыва выполняет ряд функций и, в связи с этим, должна удовлетворять следующим условиям

- иметь низкое трение при закачке;

- обеспечивать адекватный контроль потерь;

- обеспечивать эффективный гидроразрыв

- подвергаться очистке;

- иметь не высокую стоимость и др.

В идеальном варианте технологическая жидкость должна быть эффективной на протяжении всей операции ГРП. Достигается это путем сочетания (вначале) высокой вязкости жидкости с добавлением химреагентов, снижающими показатель фильтрации, повышенными песконесущими способностями, а также регулируемой в сторону понижения вязкости (по окончании) за счет специальных реагентов - разгелевателей. Для обработки высокотемпературных скважин жидкость гидроразрыва должна быть термостабильной т.е при термодеструкции она не должна быстро терять свою вязкость.

На основании вышеизложенного можно выделить основнеые свойства, которых следует придерживаться при выборе базовой жидкости для гидроразрыва:

- совместимость с пластовой жидкостью;

- достаточные структурно-реологические свойства, способные обеспечить взвешанное состояние проппанта в жидкости;

- низкая фильтруемость.

Проведение геолого-технических мероприятий, предназначенных для интенсификации притока нефти к скважинам и снижения обводненности добываемой продукции, является одним из перспективных и быстроразвивающихся направлений технического прогресса в нефтяной промышленности. Во всехнефтегазодобывающих регионах ухудшение структуры запасов и истощение высокопродуктивных залежей приводит к возрастанию доли трудноизвлекаемых запасов с низкими дебитами скважин. При этом успешность геолого-технических мероприятий снижается, что особенно проявляется в связи с обводнением скважин.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных средств повышения дебитов скважин, поскольку не только интенсифицирует выработку запасов, находящихся в зоне дренирования скважины, но и при определенных условиях существенно расширяет эту зону, приобщив к выработке слабодренируемые зоны и прослои, и, следовательно, позволяет достичь более высокой конечной нефтеотдачи. В работе были проанализированы факторы, влияющие на эффективность ГРП в зависимости от фильтрационно-емкостных и коллекторских свойств пластов на примере Сабанчинского нефтяного месторождения.

При этом рассматривались два различных коллектора: бобриковский горизонт и пашийский горизонт, которые имеют различные коллекторские свойства. Продуктивные пласты бобриковского горизонта, залегающие на глубине порядка 1215 м, сложены преимущественно чистыми мономинеральными кварцевыми песчаниками, содержащими глинистый материал с концентрацией до 9-10 %.

Причем распределение глины в пласте носит достаточно неравномерный характер, доля пластов с глинистостью менее 4 % составляет 40 %, а с глинистостью менее 4 % от 5 до 10 - 60 %

В соответствии с этим очевидно ожидать, что распределение проницаемости в бобриковском горизонте так же будет носить неравномерный характер, доля пластов с относительно низкой проницаемостью (< 80 мд) составляет 75 %, а с более высокой проницаемостью (> 90-100 мд) составляет только 25 %.

Распределение значений пористости также отличается достаточно большой неравномерностью, которая проявляется в том, что пласты с пористостью ниже 17 % составляют только 40 %, а пласты с пористостью более 18 % составляют 60 % и более. Для анализа геолого-промысловых факторов, влияющих на эффективность ГРП, были исследованы промысловые данные по 20 скважинам.Технологический эффект по каждому ГРП оценивался исходя из динамики изменения текущего (помесячного) дебита нефти или воды относительно начального (базового) уровня, по которой вычислялась не только величинаполученной накопленной добычи нефти или воды, но также еепродолжительность.

Таблица 8 Сводные данные по результатам ГРП Бобриковский горизонт

№ п/п	№ скв	hперф,м	Кн, %	Кпор,%	Кгл, %	Кпр, мд	ДQн, т/мес	ДQв, т/мес
1	246	3	73.1	17	4.2	313.8	2956.3	4584.5
2	255	2	87,5	17	4,4	92,3	6402	19279
3	280	2,2	84,4	18	4,1	36,6	4994	9606,4
4	442	5	84,4	17,7	2,1	78,2	4857,9	14747,5
5	893	1.2	62	19	2,3	199,6	1733	4369
6	1785	3	56,2	19,8	7,7	76,9	3402	19270,4
7	2306	2	50,1	13,7	9	11,5	2373	9828,6
8	247	2,2	71,3	16	4,2	76,6	907,6	3995,2
9	279	3	81,2	18	6,3	66,7	1602,6	4424
10	760	3	90,8	20,3	4	61,2	5005,3	8016,8
11	1226	0,8	73,	17	6,8	11,2	9812,9	17800,3
12	2020	2.2	74	18	0.6	146.1	2924,3	13249,7
13	3314	2	65.2	22.3	1.2	374.7	3826	9161

Пашийский горизонт

№ п/п	№ скв	hперф, м	Кн, %	Кпор, %	Кгл, %	Кпр, мд	ДQн, т/ мес	ДQв, т/мес
1	10545	1.2	70.2	17,8	62	0,7	2668	10188
2	22426	1,2 1,2	62,6 71,2	18,1 20	66 160	7,8 1,3	590	1013
3	49K	2,8	59,5	14	23,9	4,1	4330	6235
4	365Д	4,4	49,5	14	24	2,7	1537	17297
5	2571	1,8	81,1	14	166	0,2	44	463
6	10549	1 1,8	73,8 65,8	16 16	43 50	0,7 0,9	1310	10601
7	22687	2,2 1,2	79 52,2	20 18	113 61	1,6 4,1	304	1426

6. Проектирование применения одного из методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти из выбранного объекта

Расчет показателей ГРП

Расчет давления разрыва пласта

Р_Р = Р_ВГ - Р_ПЛ + Q_p, МПа

где, Р_ВГ - вертикальное горное давление, МПа

Q_p - давление расслоения горных пород (Q_p = 1,5 МПа)

Р_Р = 31,9 - 12,6 + 1,5 = 20,8, МПа

Р_ВГ = p_п· g · H, МПа

где, p_п - плотность вышележащих пород, рп = 2500 кг/м^З

Р_ВГ = 2500 · 9,81 · 1251 = 31,9, МПа

Расчет допустимого давления на устье скважины при закачке жидкости песконосителя

Р_У = Р_Р - р_жп · g. Н + Р_тр, МПа

где р_жп- плотность жидкости с песком, кг/м^З

Р_У = 20,8 - 1100 · 9,81 · 1251 + 32,9, МПа

р_жп = р'_жп. (1 - В_п) + p_п · В_п, кг/м^З

где р'_жп - плотность жидкости песконосителя, кг/м^З (р'_жп = 945 кг/м^З)

В_п - объемная концентрация песка в смеси

P_п - плотность песка (pп = 2600 кг/ м^З )

Р_тр - потери давления на трение, МПа.

р_жп = 945 (1 - 0,1) + 2500 · 0,1 = 1100, кг/ м^З

Вп = (Сп /pп) / (Сп /pп + 1)

где Сп - концентрация песка в смеси - зависит от вязкости жидкости-песконосителя и темпа ее закачки (Сп = 250-300 кг/м ^З)

Вп = (275 / 2500) / (275 / 2500 + 1) = 0,1

Ртр = 8 · л((Н · Q²) / (П² · d⁵вн)) · р_жп, МПа

где л - коэффициент гидравлического сопротивления 0,136

Q - темп закачки, м ^З/с (Q = 0,01 )

Р_тр = 8 · 0,136 ((1251 · 0,01 ²) / (3.14 ² · 0,054 ⁵)) · 1100 = 32,9, МПа

Расчет объема жидкости разрыва

Объем жидкости разрыва (Vp) устанавливают,исходя из условий. По данным объем жидкости разрыва изменяется от 4 до 6 м^Зна 10 м толщины пласта

Расчет объема жидкости-песконосителя

V_жп = Q_п / С_п, м ^З

где Qп - количество песка, кг (считается целесообразным закачивать 6 -10 т песка)

V_жп = 6000 / 275 = 21,8 м ^З

Расчет объема продавочной жидкости при закачке в НКТ

V_пр = 0,785 · d²_вн · Н, м ^З

V_пр = 0,785 · 0,054 ² · 1251 = 2,8, м ^З

Расчет необходимого числа насосных агрегатов

N = ((РУ · Q) / (Pагр · Qр · к)) + 1

где Q = 0,015 м³/с - темп закачки;

Р_агр - рабочее давление агрегата на IV скорости, МПа (Р_агр - 29МПа)

Qp -подача агрегата при данном давлении Рагр, м³/с; (Qp -0,0146 м³/с)

К = 0,5 ... 0,8 - коэффициент технического состояния агрегата.

N = ((40,2 · 0,01) / (29 · 0,0146 · 0,5)) = 2,89 = 3

Расчет общей продолжительности процесса гидроразрыва

t = (V_p + V_жо + V_пр / Q Р, сек (мин)

t = (6 + 21,8 + 2,8) / 0,0146 = 2095, сек = 34,9, мин

Расчет радиуса горизонтальной трещины

Rт =, м

где с - эмпирический коэффициент, зависящий от горного давления и характеристики горных пород, который для скважины глубиной 1200 м принимается равным 0,02;

Q- расход жидкости разрыва, л/мии ;

M - вязкость жидкости разрыва (можно принять как вязкость жидкости песконосителя) Па· с;

tр - время закачки жидкости разрыва, Па с;

к - проницаемость пород, м ²

Rт = = 12,9, м

t_р = (V_p· 1440) / Q_сут

где Q_сут - суточный расход рабочей жидкости, м ³/сут

tр =(6· 1440) / 1300 = 6,6, мин

ПЛАН (основной)

на производство КРС Скважины № 27