Таблица 3.2.1.

Характеристика фонда скважин Ватинского месторождения

Характеристика фонда	Объекты	Итого
	АВ1-2	АВ3	АВ4	АВ5	АВ6	АВ7	АВ8	БВ0	БВ1	БВ2	БВ3	БВ4	БВ5	БВ6	БВ7	БВ8	БВ19-22	ЮВ1
Фонд добывающих скважин	Пробурено	749	6	0	2	1	2	3	13	23	0	6	10	1	53	7	277	17	274	1444
	Возвращено с других горизонтов	411	20	23	17	21	18	12	46	19	9	14	20	2	52	2	95	68	39
	Всего	1214	27	24	19	23	20	15	59	43	9	20	30	3	105	9	376	87	313	1657
	В том числе:
	действующие	635	14	8	5	11	7	2	14	10	2	3	7		17		80	34	88	919
	из них фонтанные
	ЭЦН	482	11	8	5	11	7	2	13	9	2	3	7		17		80	31	71	741
	ШГН	153	3						1	1								3	17	178
	бездействующие	53	3		1	1									4		4	6	11	83
	в освоении после бурения
	в консервации	153						1							1		4		6	165
	ликвидированные, в ожидании ликвид.	58	1										1		1		28		13	101
	пьезометрическиие	52		1											5		3		2	64
	переведены под закачку	81								1					1		7	2	21	309
	переведены на другие горизонты	167	9	15	13	11	13	12	45	32	7	17	22	3	76	9	247	44	170
	переведены в фонд специальных скважин	15															3	1	2	16
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	120	0	0	0	0	0	0	1	1	0	0	2	0	5	0	71	1	49	250
	Возвращено с других горизонтов	47	3	1	1	1			5	3	2	1	2	1	11		32	15	12
	Переведены из добывающих	81	0	0	0	0	0	0	0	1	0	0	0	0	1	0	7	2	21	309
	Всего	248	3	1	1	1	0	0	6	5	2	1	4	1	17	0	110	18	82	516
	В том числе:
	под закачкой	184							1		1		1		9		34	15	38	273
	бездействующие	18				1				1							6		1	27
	в освоении после бурения	1																	1	2
	в консервации	2															1		3	6
	пьезометрические и контрольные	2																		2
	в отработке на нефть	35	1	1		1											4	2		43
	ликвидированные, в ожидании ликвид.	10													2		16		2	30
	переведены на другие горизонты	6	3	1	1				5	3	1	1	3	1	6		53	3	37
	переведены в добывающие	19								1										170
	переведены в фонд специальных скважин	6																		6



Таблица

Характеристика фонда

Объекты

Итого

АВ1-2

АВ3

АВ4

АВ5

АВ6

АВ7

АВ8

БВ0

БВ1

БВ2

БВ3

БВ4

БВ5

БВ6

БВ7

БВ8

БВ19-22

ЮВ1

Фонд специальных скважин

Пробурено

33

переведены из добывающих

22

Всего

55

В том числе:

в работе

13

бездействующие

1

в освоении

в консервации

10

пьезометрические

4

ликвидированные

27

В последнем проектном документе, «Авторский надзор…», утвержденном в 2008 г., скорректированы уровни добычи нефти и другие технологические показатели с учетом текущего состояния разработки. Согласно «Авторскому надзору…» общий проектный фонд составил 4081 скважину, в том числе добывающих - 2847 (из них горизонтальных - 550), нагнетательных - 1201, специальных - 33. Из них фонд скважин для бурения - 2373, в том числе добывающих - 1419 (из них горизонтальных - 530), нагнетательных - 954. Фонд скважин для бурения по промышленной категории запасов - 545 (378 добывающих и 167 нагнетательных). Проектный фонд по промышленной категории запасов в целом по месторождению реализован на 75%. На объектах АВ₇, БВ₀ и БВ₃ проектный фонд реализован на 100%., на объекте БВ₈ - на 93%, на объекте БВ₆ - на 89%, на объектах АВ_1-2 и БВ_19-22 соответственно на 78 и 51%. Фонд скважин для бурения в 2008-2010 гг. составил 32 ед. по промышленной категории запасов, и 3 ед. по категории С₂, в т.ч.:

Ш 11 добывающих и 4 нагнетательных скважин на объекте АВ_1-2 (в т.ч. в 2008-2009 гг. три добывающих и одна нагнетательная скважины);

Ш 10 добывающих и 2 нагнетательных скважины на объекте БВ_19-22 (в т.ч. в 2008-2009 гг. четыре добывающих и одна нагнетательная скважины);

Ш 5 добывающих скважин на объекте ЮВ₁ (в т.ч. в 2008-2009 гг. две добывающих скважины);

Ш 3 добывающих скважины на объекте БВ_19-22 в категории запасов С₂.

Объёмы бурения на месторождении в 2004-2008 гг. сокращаются, однако, в 2009 г. вновь наблюдается рост темпов бурения новых скважин:

в 2004 г. было введено из бурения 27 добывающих скважин;

в 2005 г. - 18 скважин;

в 2006 г. пробурено 9 скважин;

в 2007 году - 2 скважины;

в 2008 году - 4 скважины;

в 2009 году - пробурено 12 добывающих скважин и две нагнетательные.

За период 2008-2009 гг. проектные объёмы бурения на месторождении полностью выполнены. В дополнение к пробуренным проектным скважинам в 2008-2009 гг. на месторождении дополнительно пробурено 7 добывающих скважин запланированных к бурению в 2010 г.

В 2009 г. в эксплуатации перебывало 986 добывающих скважин, все скважины отобрали попутную воду. Почти 14% фонда (136 скважин) работали с обводнённостью ниже 50%. Обводнённость 7% фонда (70 скважин) составила более 98%. К числу малодебитных (до 5 т/сут) относятся 503 скважины (51% от фонда) из них 29% скважин работали с обводнённостью, превышающей 90%. В 2009 г. с дебитом по нефти более 50 т/сут работало 9 скважин (1% от фонда), из них одна скважина с обводнённостью более 90%.

Средняя обводнённость и дебиты нефти и жидкости по объектам месторождения в 2005-2009 гг. представлены в таблице 3.2.2. К числу высокопродуктивных относятся объекты АВ₇, БВ₁, БВ₂, БВ₄, БВ₆ и БВ₈ текущий средний дебит жидкости по которым изменяется в диапазоне 291-468 т/сут.

Таблица 3.2.2. Распределение дебитов нефти, жидкости и обводнённости по объектам Ватинского месторождения

Объект	2005	2006	2007	2008	2009	% изменения дебита нефти
	Дебит нефти, т/сут
АВ1-2*	12,8	11,8	10,2	8,6	7,5	-41,8
А3	9,9	6,8	6,4	7,7	9,0	-9,1
А4	7,5	6,2	3,2	2,4	5,3	-29,8
А5	12,4	11,4	7,4	7,6	10,8	-12,5
А6	13,3	19,5	21,4	19,9	21,0	58,0
А7	19,7	19,3	18,1	14,8	14,6	-25,8
А8	27,2	12,2	8,9	14,1	8,4	-69,1
Б0	14,1	12,3	11,1	10,0	10,0	-28,8
Б1	15,2	16,1	15,1	14,8	13,6	-10,7
Б19-22	8,6	11,7	10,6	10,7	12,8	48,3
Б2	16,7	8,2	12,2	23,5	24,3	45,9
Б3	11,3	10,7	10,7	8,0	9,3	-16,9
Б4	16,6	14,2	14,8	12,7	11,3	-32,0
Б6	12,8	10,5	11,9	10,4	10,4	-18,6
Б8	51,3	32,0	23,4	17,7	14,0	-72,8
Ю1	11,5	10,8	10,2	10,0	10,6	-8,1
В целом по месторождению	17,2	14,6	12,2	10,3	9,3	-46,1
	Дебит жидкости, т/сут	% изменения дебита жидкости
АВ1-2*	88,8	105,9	110,8	109,0	109,0	22,8
А3	29,1	27,8	29,7	31,1	30,4	4,3
А4	16,3	16,3	14,4	14,5	23,1	41,4
А5	97,7	112,7	108,9	122,9	167,9	71,8
А6	156,8	134,8	177,5	190,6	209,2	33,4
А7	146,8	152,1	155,6	211,7	291,3	98,4
А8	384,3	242,6	222,9	488,0	74,1	-80,7
Б0	132,3	133,8	108,5	107,6	116,3	-12,1
Б1	257,2	304,4	309,5	378,4	384,6	49,6
Б19-22	11,0	18,4	18,4	19,7	21,4	95,5
Б2	203,6	238,5	234,3	317,6	410,4	101,6
Б3	215,5	205,0	229,9	208,8	220,3	2,2
Б4	396,7	457,1	372,1	375,0	427,0	7,7
Б6	318,1	324,2	336,9	302,6	308,6	-3,0
Б8	403,8	442,4	488,8	474,8	468,2	16,0
Ю1	20,9	22,8	22,3	23,8	25,3	20,7
В целом по месторождению	126,8	145,1	150,4	148,1	147,8	16,6
	Обводнённость, %	% изменения обводнённости (абс.)
АВ1-2*	85,6	88,8	90,8	92,1	93,2	7,6
А3	66,0	75,5	78,4	75,1	70,4	4,4
А4	54,1	61,9	78,0	83,2	77,2	23,1
А5	87,4	89,9	93,2	93,8	93,6	6,2
А6	91,5	85,5	88,0	89,6	90,0	-1,6
А7	86,6	87,3	88,4	93,0	95,0	8,4
А8	92,9	95,0	96,0	97,1	88,7	-4,3
Б0	89,4	90,8	89,7	90,7	91,4	2,0
Б1	94,1	94,7	95,1	96,1	96,5	2,4
Б19-22	21,3	36,4	42,4	45,8	40,3	19,0
Б2	91,8	96,6	94,8	92,6	94,1	2,3
Б3	94,8	94,8	95,4	96,2	95,8	1,0
Б4	95,8	96,9	96,0	96,6	97,4	1,5
Б6	96,0	96,8	96,5	96,6	96,6	0,6
Б8	87,3	92,8	95,2	96,3	97,0	9,7
Ю1	44,9	52,6	54,4	58,0	58,0	13,2
В целом по месторождению	86,4	89,9	91,9	93,0	93,7	7,3

К числу низкопродуктивных относятся объекты АВ₃, АВ₄, БВ_19-22, ЮВ₁, средний дебит жидкости по которым изменяется в диапазоне 21-30 т/сут. По текущим дебитам нефти выделяются объекты БВ₂ и АВ₆ (24,3 и 21,0 т/сут, соответственно), по другим объектам средний дебит нефти в 2009 г. в пределах 5-15 т/сут.

По большинству объектов за последние 5 лет наблюдается увеличение темпов отбора жидкости. Наибольший рост произошел на объектах АВ₅, АВ₇, БВ₂ и БВ_19-22. Однако на объектах АВ₅ и АВ₇ увеличение отборов жидкости сопровождается ростом темпов обводнённости и снижением дебитов нефти. Что касается объекта БВ_19-22, обводнённость его продукции за период с 2005-2009 гг. возросла на 19%, дебит нефти - на 48%, что связано прежде всего вводом в работу новых скважин из бурения в 2009 г.. По объекту БВ₂ произошел небольшой рост обводнённости, при этом дебит нефти вырос на 46%. Существенный прирост дебита нефти на объекте БВ₂ был обеспечен за счет перевода в 2007 году скважины №3695 с объекта БВ₃. По объекту АВ₆ дебит нефти за последние 5 лет увеличился на 58%. Рост дебита нефти начался в 2007 г. с переводом большого числа новых скважин и продолжается по настоящее время. При этом обводнённость в 2009 г. по сравнению с 2005 г. снизилась на 1,6%. По остальным объектам наблюдается снижение дебита скважин по нефти по сравнению с 2005 г. Максимальное снижение наблюдается по объектам АВ_1-2, АВ₈ и БВ₈ - от 42 до 73%. По большинству объектов наблюдается увеличение обводнённости продукции скважин, за исключением объектов АВ₆ и АВ₈ по которым обводнённость незначительно снизилась (на 2-4%). На рисунках 3.2.6-3.2.7 показано изменение дебитов нефти и жидкости, а так же обводнённости в период с 2005 по 2009 гг. по основным объектам разработки.

Рисунок 3.2.6. Изменение обводнённости, дебита нефти и жидкости по объектам Ватинского месторождения

Рисунок 3.2.7. Изменение обводнённости, дебита нефти и жидкости по объектам Ватинского месторождения



В целом по месторождению средний дебит жидкости в 2009 г. по сравнению с 2005 г. вырос на 17%, а средний дебит нефти снизился на 46%. Обводнённость выросла на 7%.

В 2009 г. на месторождении было отобрано 2,98 млн.т нефти. Почти 50% добычи нефти обеспечили 163 скважины (17% от фонда, перебывавшего в эксплуатации). Из них наибольшая текущая добыча нефти получена из скважин: №5181 (36 тыс.т), №709 (30 тыс.т) и №3461 (29 тыс.т).

При расчете КИН и показателей, характеризующих отбор от извлекаемых запасов, приняты запасы промышленной категории, числящиеся на Государственном балансе на 01.01.2010 г. Следует отметить, что при оперативном пересчете запасов в 2008 г. на баланс Ватинского месторождения принята часть запасов с Северо-Покурского лицензионного участка объекта АВ_1-2.

Сопоставление фактических показателей разработки с утвержденными по месторождению в целом представлены в таблице 3.2.3 и на рисунке 3.2.8.

Таблица 3.2.3.тСравнение проектных и фактических показателей разработки Ватинского месторождения

№	Показатели	2006	2007	2008	2009	2010
пп		Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт
1	Добыча нефти, всего, тыс.т	6727,0	5692,7	4799,7	4710,5	4803,2	4062,2	3472,0	3446,4	3129,2	2980,9
2	В т.ч. из: переходящих скважин	6412,4	5542,6	4741,0	4640,3	4760,1	4052,2	3462,7	3438,3	3075,4	2937,5
3	новых из бурения	314,6	150,0	58,6	70,2	43,1	10,0	9,2	8,1	53,8	43,4
4	механизированных скважин	6727,0	5692,7	4799,7	4710,5	4803,2	4062,2	3472,0	3446,4	3129,2	2984,8
5	Ввод новых добывающих скважин, шт.	45	18	9	9	10	2	3	4	11	13
6	В т.ч. из: эксплуатационного бурения	45	18	9	9	8	2	3	4	11	12
7	разведочного бурения	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
8	из других категорий	10	0	0	23	2	33	28	26	24	19
9	Среднесутный дебит нефти новых скважин, т/сут	40,3	44,6	35,9	27,4	24,9	19,0	50,5	51,6	30,5	24,0
10	Среднее число дней работы новых скважин	173,4	187,1	181,4	284,3	173,4	263,0	61,0	39,3	160,0	150,4
11	Средняя глубина новых скважин, м	2330,1	3926,9	2384,8	3376,0	2530,6	2530,6	3000,0	3045,8	2859,5	3446,7
12	Эксплуатационное бурение, всего, тыс.м	109,2	70,7	21,5	30,4	20,2	20,2	9,0	23,4	37,2	41,4
13	В т.ч.: добывающие скважины	76,3	70,7	21,5	30,4	20,2	20,2	9,0	23,4	31,4	41,4
14	вспомогательные и спец. скважины	32,9	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	5,7	0,0
15	Расчет. время работы новых скв. пред. года	9709,0	9709,0	6241,5	3120,8	3120,8	3467,5	12136,3	693,5	1040,3	1387,0
16	Расчет. добыча нефти новых скв. пред. года, тыс.т	1469,0	1469,0	282,1	112,1	112,1	86,2	0,0	13,2	52,5	71,6
17	Добыча нефти перех. скв. пред. года, тыс.т	4758,6	4758,6	5451,0	4741,0	4741,0	4760,1	4052,2	4052,2	3462,7	3438,3
18	Расчетная добыча нефти перех. скв. дан. года, тыс.т	6227,5	6227,5	5733,1	4853,1	4853,1	4846,3	4052,2	4065,4	3515,3	3509,8
19	Ожидаемая добыча нефти перех. скв. дан. года, тыс.т	6412,4	5542,6	4741,0	4640,3	4760,1	4052,2	3462,7	3438,3	3075,4	2937,5
20	Изменение добычи нефти перех. скв., тыс.т	184,9	-684,9	-992,1	-212,8	-93,0	-794,1	-589,5	-627,1	-439,8	-572,4
21	Процент изменения добычи нефти перех. скв., %	3,0	-11,0	-17,3	-4,4	-1,9	-16,4	-14,5	-15,4	-12,5	-16,3
22	Мощность новых скважин, тыс.т	662,3	282,1	112,1	90,1	86,2	13,9	55,3	75,3	122,6	114,1
23	Выбытие добывающих скважин, шт.	10	40	17	31	12	14	61	68	29	46
24	В т.ч. : под нагнетание	10	21	2	18	2	5	9	9	7	13
25	Фонд добывающих скважин на конец года, шт.	1041	1032	1034	1033	1067	1054	1033	1025	1039	1011
26	В т.ч. нагнетательных в отработке	12	42	43	47	45	50	50	45	50	43
27	Действующий фонд доб. скв.на конец года, шт.	985	936	954	955	1011	968	952	950	957	928
28	Перевод скважин на мех. добычу, шт.	97	18	9	0	10	0	3	4	11	13
29	Фонд мех. скважин на конец года, шт.	985	1032	1034	1033	1067	1054	1033	1025	1039	1010
30	Ввод нагнетательных скважин, шт.	32	26	12	24	3	9	12	12	9	15
31	Выбытие нагнетательных скважин, шт.	2	3	1	0	3	3	5	7	3	6
32	Фонд нагн. скважин на конец года, шт.	228	236	247	253	247	263	296	295	302	306
33	Дейст. фонд нагн. скважин на конец года, шт.	228	262	258	284	255	285	275	271	281	277
34	Фонд введенных резервных скважин, шт.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
35	Средний дебит жидкости действ. скважин, т/сут	119,2	126,8	124,0	145,1	121,4	150,4	145,3	148,1	143,1	147,9
36	Средний дебит жидкости перех. скважин, т/сут	120,9	127,3	124,3	145,9	121,8	150,6	145,3	148,1	142,8	148,6
37	Средний дебит жидкости новых скважин, т/сут	49,4	74,9	74,9	42,4	45,9	26,5	56,1	55,4	45,6	39,8
38	Обводненность продукции действ. фонда, %.	83,1	86,4	88,9	89,9	88,4	91,9	93,0	93,0	93,5	93,7
39	Обводненность продукции перех. скважин, %	83,7	86,7	89,0	90,0	88,5	91,9	93,0	93,0	93,6	93,8
40	Обводненность продукции новых скважин, %	18,4	40,5	52,1	35,3	45,9	28,3	10,0	6,9	32,9	39,6
41	Средний дебит нефти действ. скважин, т/сут	20,2	17,2	13,8	14,6	14,1	12,2	10,2	10,3	9,3	9,3
42	Средний дебит нефти перех. скважин, т/сут	19,7	17,0	13,7	14,5	14,0	12,2	10,2	10,3	9,1	9,2
43	Средняя приемистость нагн. скважин, м3/сут	381,7	470,2	464,7	495,7	453,0	501,7	475,3	467,4	459,2	424,4
44	Добыча жидкости, всего, тыс.т	39792,1	41852,4	43074,2	46858,5	41360,7	50204,2	49428,6	49325,1	48151,1	47403,5
45	В т.ч.: перех. скважин	39406,4	41600,1	42951,8	46750,0	41281,0	50190,0	49418,3	49316,3	48071,0	47331,7
46	новых скважин	385,7	252,3	122,3	108,4	79,6	13,9	10,3	8,7	80,2	71,8
47	механизированным способом	39792,1	41852,4	43074,2	46858,5	41360,7	50204,2	49428,6	49325,1	48151,1	47403,5
48	Добыча жидкости с начала разработки, тыс.т	573697	712652	618832	717363	660193	721425	724858	724872	773009	772158
49	Добыча нефти с начала разработки, тыс.т	161546	161317	165311	166028	170114	170090	172797	173536	175926	176517
50	Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.	0,286	0,286	0,293	0,294	0,301	0,301	0,306	0,307	0,312	0,313
51	Отбор от утвержденных извлекаемых запасов, %	63,4	63,3	64,9	65,2	66,8	66,8	67,9	68,1	69,1	69,3
52	Темп отбора от начальных утв. извлек. запасов, %	2,6	2,2	1,9	1,8	1,9	1,6	1,4	1,4	1,2	1,2
53	Темп отбора от текущих утв. извлек. запасов, %	5,9	5,6	5,2	5,0	5,4	4,6	4,1	4,1	3,8	3,7
54	Закачка рабочего агента, тыс. м3/год	31126,9	37582,9	39882,9	42504,0	38797,1	45868,9	44863,6	44954,2	44269,7	41131,0
55	Закачка рабочего агента с начала разработки, тыс.м3	585791	597592	631097	640096	669895	685965	738375	730919	782645	772050
56	Компенсация отбора: текущая, %	74,4	85,2	86,4	87,3	87,4	88,5	88,5	88,9	89,7	84,9
57	Компенсация отбора: с начала разработки, %	94,0	93,5	90,3	93,0	90,2	92,7	93,0	92,9	92,8	92,4

Рисунок 3.2.8. Сравнение проектных и фактических показателей разработки Ватинского месторождения

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.2010 г. составляют 78 млн.т, отбор от НИЗ равен 69% при текущей обводненности 93,7%. Распределение остаточных извлекаемых запасов по объектам показано на рисунке 3.2.9. Основная часть остаточных запасов - 46% приурочена к объекту А_1-2, 21% запасов приходится на объект БВ₈, на долю остальных объектов приходится 33%.

Рисунок 3.2.9. Распределение остаточных извлекаемых запасов по объектам Ватинского месторождения

Анализ промыслово-геофизических исследований по Ватинскому месторождению выполнен за период 1999-2010 гг. Промыслово-геофизические исследования проведены в 344 добывающих скважинах (471 иссл.) и в 314 нагнетательных скважинах (625 иссл.) по объектам АВ_1-2, АВ₃, АВ_4, АВ_5, АВ_6, АВ_7, АВ_8, БВ₀, БВ_1, БВ_2, БВ₃, БВ₄, БВ₆, БВ₇, БВ_8, БВ_19-22 и ЮВ₁. Исследования проводились с целью определения профиля притока и характера отдаваемой жидкости, профиля приемистости.

С целью определения текущего насыщения неперфорированных зон продуктивных пластов выполнено 176 исследований в 137 скважинах методами углеродно-кислородного (С/О) и импульсного нейтрон-нейтронного (ИННК) каротажа. С целью определения технического состояния скважин проведены 849 исследований в 499 скважинах.

2.3 Анализ эффективности, применяемых методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов

На Ватинском месторождении были приняты к применению следующие методы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти:

· Бурение горизонтальных скважин;

· Зарезка боковых стволов;

· Проведение ГРП;

· Переводы скважин на другой объект разработки;

· Перфорационные работы по дострелу и перестрелу пластов;

· Физико-химические ОПЗ;

· Проведение работ по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин, в том числе с применением БП-92;

· Нестационарное заводнение;

· Гидродинамические методы (форсированный отбор жидкости, ограничение отборов, повышение давления закачки);

· Водоизоляционные и ремонтно-изоляционные работы по ограничению водопритоков, восстановлении целостности эксплуатационной колонны и т.п.

Количество фактически проведённых мероприятий по интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов Ватинского месторождения и расчёт дополнительной добычи нефти от их проведения представлены в табл. 3.3.1.

На рисунке 4.3.1. представлени распределение дополнительной добычи нефти от проведения различных видов ГТМ.

Таблица 3.3.1. Количество ГТМ по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти и расчёт дополнительной добычи нефти от их проведения в скважинах Ватинского месторождения

Вид ГТМ	Кол-во скв.-опер.	Дополнительная добыча нефти, т	Технологическая эффективность, т доп. добычи нефти/1 скв.-опер.
Бурение ГС	24	3354,4	151448
Зарезка БС	35	808,8	23109
Проведение ГРП	687	5922,6	8203
Переводы на объект (приобщение)	608	19260,0	31678
Перфорационные работы по дострелу и перестрелу пластов	185	410,2	2217
Физико-химические ОПЗ	528	473,9	897
Потокорегулирующие технологии	552	558,3	1011
Нестационарное заводнение		72,0
Гидродинамические методы		216,3
ВИР и РИР	329	300,7	914
Итого	2948	31377,2

Рисунок 3.3.1. Распределение дополнительной добычи нефти от проведения различных видов ГТМ по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти Ватинского месторождения.



Проведение ГРП

Самым массовым мероприятием по повышению нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи нефти на месторождении явилось проведение ГРП пластов. За период разработки проведено 839 операций ГРП, в т.ч. 687 ГРП в категории дополнительной добычи нефти. Наибольшее количество ГРП проведено в скважинах объектов АВ_1-2, ЮВ₁ и БВ_19-22 - 98% всех ГРП на месторождении.

Успешность проведения ГРП составила 96% (651 успешных ГРП) - после 12 ГРП скважины в работу не запущены, после 24 ГРП дополнительной добычи нефти не получено.

Анализ проведения ГРП приведен для ГРП, выполненных в процессе эксплуатации, в т.ч. повторных ГРП и ГРП при выводе скважин из бездействия или консервации. Часть ГРП проводилась на 2-х объектах разработки одновременно, что характерно для проведения ГРП объектов БВ_19-22 и ЮВ₁, БВ₀ и БВ₁. В связи с этим общая количество ГРП на месторождении будет меньше, чем сумма ГРП по объектам месторождения, поскольку при одновременном ГРП 2-х объектов физически проводился 1 ГРП.

Средний начальный дебит нефти до ГРП скважин объекта АВ_1-2, запущенных в работу после ГРП в процессе эксплуатации или повторных ГРП, составил 4,9 т/сут, дебит жидкости - 12,7 т/сут. После проведения ГРП средний начальный дебит нефти составил 20,6 т/сут, средний начальный дебит жидкости - 36,3 т/сут. 4 скважины после ГРП в работу не запущены, после 7 операций ГРП дополнительной добычи нефти не получено.

Средняя кратность увеличения дебитов нефти после ГРП с учетом неуспешных ГРП составила 4,2, средняя кратность увеличения дебитов жидкости - 2,9. Как правило, проведение ГРП сопровождалось ростом обводненности продукции - после 168 ГРП из 301 ГРП в процессе эксплуатации или повторных ГРП обводнённость увеличилась на 1,1-85,6%. Дополнительная добыча нефти от проведения анализируемых ГРП составила 2 млн 711,3 тыс.т нефти, или 8831 т дополнительно добытой нефти на 1 ГРП при среднем времени эффекта 3 года.

26 ГРП было проведено при выводе скважин объекта АВ_1-2 из бездействия, в т.ч. 24 ГРП в период 1995-2000 гг. Проведение ГРП было весьма эффективно - дополнительная добыча нефти от проведения ГРП составила 169,3 тыс.т нефти, или 6671 т дополнительно добытой нефти на 1 ГРП при среднем времени эффекта 5 лет. 1 скважина после ГРП не запущена.

Средний начальный дебит нефти до ГРП скважин объекта БВ_19-22, запущенных в работу после ГРП в процессе эксплуатации или повторных ГРП, составил 2,0 т/сут, дебит жидкости - 2,6 т/сут. После проведения ГРП средний начальный дебит нефти составил 13,1 т/сут, средний начальный дебит жидкости - 18,7 т/сут. 3 скважины после ГРП в работу не запущены, после 3 операций ГРП дополнительной добычи нефти не получено. Средняя кратность увеличения дебитов нефти после ГРП с учетом неуспешных ГРП составила 6,6, средняя кратность увеличения дебитов жидкости - 7,2. В период 1993-2000 гг. проведение ГРП не приводило к росту обводненности продукции. Увеличение обводненности продукции на 1,3-73,6% в основном отмечается в период 2004-2007 гг., что связано в основном с проведением большого количества повторных ГРП (2-х и 3-х ГРП). Дополнительная добыча нефти от проведения анализируемых ГРП составила 426,2 тыс.т нефти, или 5838 т дополнительно добытой нефти на 1 ГРП при среднем времени эффекта 3 года.

8 ГРП было проведено при выводе скважин объекта АВ_1-2 из бездействия, в т.ч. 6 ГРП в период 1994-2004 гг. Проведение ГРП было эффективно - дополнительная добыча нефти от проведения ГРП составила 35,7 тыс.т нефти, или 4460 т дополнительно добытой нефти на 1 ГРП при среднем времени эффекта 2,5 года.

Средний начальный дебит нефти до ГРП скважин объекта ЮВ₁, запущенных в работу после ГРП в процессе эксплуатации или повторных ГРП, составил 3,5 т/сут, дебит жидкости - 4,6 т/сут. После проведения ГРП средний начальный дебит нефти составил 19,8 т/сут, средний начальный дебит жидкости - 27,8 т/сут. 3 скважины после ГРП в работу не запущены, после 12 операций ГРП дополнительной добычи нефти не получено. Средняя кратность увеличения дебитов нефти после ГРП с учетом неуспешных ГРП составила 5,7, средняя кратность увеличения дебитов жидкости - 6,0. В половине случаев проведение ГРП сопровождалось ростом обводненности продукции - после 136 ГРП из 231 ГРП в процессе эксплуатации или повторных ГРП обводненность увеличилась на 1,2-92,6%. Увеличение обводненности продукции в основном связано с проведением большого количества повторных ГРП (2-х и 3-х ГРП). Дополнительная добыча нефти от проведения анализируемых ГРП составила 1 млн 983,0 тыс.т нефти, или 8127 т дополнительно добытой нефти на 1 ГРП при среднем времени эффекта 2,5 года.

45 ГРП было проведено при выводе скважин объекта АВ_1-2 из бездействия, в т.ч. 40 ГРП в период 1994-2004 гг. Проведение ГРП было эффективно - дополнительная добыча нефти от проведения ГРП составила 412,0 тыс.т нефти, или 9364 т дополнительно добытой нефти на 1 ГРП при среднем времени эффекта 4 года. 1 скважина после ГРП не запущена в работу, после проведения 1 ГРП дополнительной добычи нефти не получено.

В скважинах объекта АВ₃ в период 2004-2008 гг. проведено 4 успешных ГРП в процессе эксплуатации (дополнительная добыча нефти от проведения ГРП составила 50,2 тыс.т нефти, или 12551 т дополнительно добытой нефти на 1 ГРП при среднем времени эффекта более 1,5 лет) и 1 успешный ГРП при выводе скважины из бездействия (23465 12551 т дополнительно добытой нефти).

В скважинах объекта АВ₄ в период 2004-2009 гг. проведено 5 успешных ГРП в процессе эксплуатации - дополнительная добыча нефти от проведения ГРП составила 12,2 тыс.т нефти, или 2038 т дополнительно добытой нефти на 1 ГРП при среднем времени эффекта более 1 года.

Единичные ГРП, проведенные в скважинах объектов АВ₅, АВ₇, БВ₀, БВ₁, БВ₆ и БВ₈, существенного влияния на уровни добычи нефти объектов не оказали.

Расчёт дополнительной добычи нефти от ГРП представлен в таблице 3.3.2.

Средняя достигнутая технологическая эффективность проведения ГРП составляет 8203 т дополнительно добытой нефти на 1 ГРП.

Таблица 3.3.2. Расчёт дополнительной добычи нефти от проведения ГРП скважин Ватинского месторождения

Объект	Количество ГРП	Дополнительная добыча нефти, т	Технологическая эффективность, т доп. добычи нефти/1 скв.-опер.
АВ1-2	336	2880,6	8676
АВ3	5	73,7	14733
АВ4	6	12,2	2038
АВ5	3	3,1	1505
АВ7	1	35,1	35153
БВ0	3	52,8	17591
БВ1	1	3,5	3484
БВ6	3	4,7	2336
БВ8	1	0,2	117
БВ19-22	84	461,8	5702
ЮВ1	291	2395,1	8316
Итого	687	5922,6	8203



3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) предназначен для повышения проницаемости обрабатываемой области ПЗС и заключается в создании искусственных и расширении естественных трещин. Наличие микротрещин в ПЗС связано с процессом первичного вскрытия в фазе бурения вследствие взаимодействия долота с напряжёнными горными породами, а также с процессом вторичного вскрытия (перфорации).

Сущность ГРП заключается в нагнетании под давлением в ПЗС жидкости, которая заполняет микротрещины и «расклинивает» их, а также формирует новые трещины. Если при этом ввести в образовавшиеся или расширившиеся трещины закрепляющий материал (например, кварцевый песок или проппант), то после снятия давления трещины не смыкаются.

Рисунок 4.1.1.

При гидравлическом разрыве должны быть решены следующие задачи:

а) Создание трещины

Трещина создается путем закачки жидкостей подходящего состава в пласт со скоростью превышающей ее поглощения пластом. Давление жидкости возрастает, пока не будут превзойдены внутренние напряжения в породе. В породе образуется трещина.

б) Удержание трещины в раскрытом состоянии

Как только развитие трещины началось, в жидкость добавляется расклинивающий материал - проппант, переносимый жидкостью в трещину. После завершения процесса гидроразрыва и сброса давления проппант удерживает трещину открытой и, следовательно, проницаемой для пластовых жидкостей.

в) Удаление жидкости разрыва

Прежде чем начать добычу из скважины, следует удалить жидкость разрыва. Степень сложности ее удаления зависит от характера применяемой жидкости, давления в пласте и относительной проницаемости пласта по жидкости разрыва. Удаление жидкости разрыва весьма важно, так как, понижая относительную проницаемость, она может создавать препятствия на пути притока жидкостей.

г) Повышение продуктивности пласта

До начала проектирования процесса следует провести анализ его экономической целесообразности.

Цели проведения гидравлического разрыва

а) Повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины. В пластах с относительно низкой проницаемостью гидроразрыв - лучший способ повышения продуктивности. Создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости.

б) Нарушение проницаемости продуктивного пласта - важное для понимания понятие, поскольку тип и масштаб процесса разрыва проектируетсяименно с целью исправления этого нарушения. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненную проппантом, и привести падение давления до нормальной величины градиента гидродинамического давления, то продуктивность скважины возрастет.



3.2 Технологические основы гидравлического разрыва пласта

Технология проведения ГРП заключается в совокупности следующих операций:

1) Подготовка скважины -- исследование на приток или приемистость, что позволяет получить данные для оценки давления разрыва, объема жидкости разрыва и других характеристик.

2) Промывка скважины -- скважина промывается промывочной жидкостью с добавкой в нее определенных химических реагентов. При необходимости осуществляют декомпрессионную обработку, торпедирование или кислотное воздействие. При этом рекомендуется использовать насосно-компрессорные трубы диаметром 3-4" (трубыменьшего диаметра нежелательны, т.к. велики потери на трение).

3) Закачка жидкости разрыва. Жидкость разрыва -- тот рабочий агент, закачкой которого создается необходимое для разрыва горной породы давление для образования новых и раскрытия существовавших в ПЗС трещин. В зависимости от свойств ПЗС и других параметров используют либо фильтрующиеся, либо слабофильтрующиеся жидкости. В качестве жидкостей разрыва можно использовать:

в добывающих скважинах

- дегазированную нефть;

- загущенную нефть, нефтемазутную смесь;

- гидрофобную нефтекислотную эмульсию;

- гидрофобную водонефтяную эмульсию;

- кислотно-керосиновую эмульсию и др.;

в нагнетательных скважинах

- чистую воду;

- водные растворы соляной кислоты;

- загущенную воду (крахмалом, полиакриламидом - ПАА,

сульфит-спиртовой бардой -- ССБ, карбоксиметилцеллюлозой --

КМЦ);

- загущенную соляную кислоту (смесь концентрированнойсоляной кислоты с ССБ) и др.

При выборе жидкости разрыва необходимо учитывать и предотвращать набухаемость глин, вводя в нее химические реагенты, стабилизирующие глинистые частицы при смачивании (гидрофобизация глин). Как уже отмечалось, давление разрыва не является постоянной величиной и зависит от ряда факторов. Повышение забойного давления и достижение величины давления разрыва возможно при соблюдении следующего. Объемная скорость закачки жидкости разрыва определенной вязкости и проницаемость ПЗС должны удовлетворять в каждый момент времени закачки условию, когда скорость закачки опережает скорость поглощения жидкости пластом. Из данного условия очевидно, что в случае низкопроницаемых пород давление разрыва может быть достигнуто при использовании в качестве жидкости разрыва жидкостей невысокой вязкости при ограниченной скорости их закачки. Если породы достаточно хорошо проницаемы, то при использовании маловязких жидкостей закачки требуется большая скорость закачки; при ограниченной скорости закачки необходимо использовать жидкости разрыва повышенной вязкости. Если ПЗС представлена коллектором высокой проницаемости, то следует применять большие скорости закачки и высоковязкие жидкости. Совершенно очевидно, что при этом должна учитываться и толщина продуктивного горизонта (пропластка), определяющая приемистость скважины.

Важным технологическим вопросом является определение момента образования трещины и его признаки. Момент образования трещины в монолитном коллекторе характеризуется изломом на зависимости «объемный расход жидкости закачки - давление закачки» и значительным снижением давления закачки. Раскрытие уже существовавших в ПЗС трещин характеризуется плавным изменением зависимости «расход -- давление», но снижения давления закачки не отмечается. В обоих случаях признаком раскрытия трещин является увеличение коэффициента приемистости скважины. Практика проведения ГРП показывает, что раскрытие естественных трещин достигается при существенно меньших давлениях закачки, чем это происходит в монолитных породах.

4) Закачка жидкости-песконосителя

Песок или любой другой материал, закачиваемой в трещину, служит наполнителем трещины, являясь, по существу, каркасом внутри нее и предотвращает смыкание трещины после снятия (снижения) давления. Жидкость-песконоситель выполняет транспортную по отношению к наполнителю функцию.

5) Закачка продавочной жидкости

Основной целью этой жидкости является продавка жидкости-песконосителя до забоя и задавки ее в трещины. С целью предотвращения образоания пробок из наполнителся.

6) После закачки наполнителя в трещины скважина оставляется

под давлением.

Время выстойки скважины под давлением должно быть достаточным, чтобы система (ПЗС) перешла из неустойчивого в устойчивое состояние, при котором наполнитель будет прочно зафиксирован в трещине. В противном случае в процессе вызова притока, освоения и эксплуатации скважины наполнитель выносится из трещин в скважину. Если при этом скважина эксплуатируется насосным способом, вынос наполнителя приводит к выходу из строя погружной установки, не говоря об образовании на забое пробок из наполнителя.

7) Вызов притока, освоение скважины и ее гидродинамическое

исследование.

Следует подчеркнуть, что проведение гидродинамического исследования является обязательным элементом технологии, т.к. его результаты служат критерием технологической эффективности процесса. При проведении ГРП колонна

НКТ должна быть запакерована и заякорена. Важными вопросами при проведении ГРП являются вопросы определения местоположения, пространственной ориентации и размеров трещин. Такие определения должны быть обязательными при производстве ГРП в новых регионах, т.к. позволяют разработать наилучшую технологию процесса.

3.3 Типы жидкостей разрыва

Типы жидкостей, обычно применяемых при ГРП:

· На водной основе

· На нефтяной основе

· Многофазные смеси

Важно обратить внимание на преимущества и недостатки каждого типа жидкости при выборе её для проведения ГРП.

Жидкости разрыва на водной основе

Около 80 % ГРП в настоящее время проводятся с использованием жидкостей на водной основе. Перед проведением ГРП в жидкость добавляют различные химические реагенты, обеспечивающие необходимые её свойства. Жидкости на водной основе универсальны и имеют множество преимуществ. Преимущества и недостатки жидкостей на водной основе представлены в таблице 4.3.1.

Таблица 4.3.1.

Преимущества	Недостатки
легко доступны низкая стоимость применимы как в нефтяных, так и в газовых пластах гибкий химический состав o стабильность до 450o F o эффективная деградация при любых температурах o широкий спектр источников относительно удобна при смешивании и закачке безопасна в использовании	потенциально вредна для некоторых пород даже при использовании KCl или стабилизаторов глин потенциально вредна для некоторых нефтенасыщенных пород вследствие образования вторичных эмульсий снабжение водой в некоторых удаленных локациях может быть ограничено

Жидкости разрыва на нефтяной основе

Первые жидкости разрыва были на нефтяной основе, так как считалось, что жидкости на водной основе были вредны для нефтяных пластов. Дегазированная сырая нефть использовалась при проведении первых ГРП в 1948 году, а загущенный напалм использовался и в последующие 10 лет. Жидкости на нефтяной основе, используемые в настоящее время, значительно усовершенствованы, и их использование признано эффективным во многих частях мира. На сегодняшний день около 10 % ГРП осуществляются с применением жидкостей на нефтяной основе. Дегазированная сырая нефть и конденсат до настоящего момента всё ещё используются при проведении ГРП на некоторых территориях, однако предпочтительнее применять дизель или керосин, так как они менее летучие.

Преимущества и недостатки жидкостей разрыва на нефтяной основе представлены в таблице 4.3.2.

Таблица 4.3.2.

Преимущества	Недостатки
совместимы с породами, чувствительными к воде эффективная деградация вязкости и извлечение после проведения ГРПминимальное устранение после проведения ГРП, так как разрушенный гель может быть извлечен	безопасность является основным требованием при обслуживании, смешивании и закачке жидкостей на нефтяной основеможет быть дорогостоящей в удаленных местахможет оказаться дорогостоящей, если процент ее извлечения низкий

Многофазные смеси

С развитием технологий создания жидкостей разрыва установлено, что операция ГРП иногда может осуществляться с использованием жидкостей, состоящих из нескольких типов основных жидкостей. Такие жидкости можно разделить на:

· эмульсии

· пены

Эмульсии

Стабилизированные водонефтяные эмульсии являются доступными жидкостями для проведения ГРП. Обычно перед приготовлением эмульсии водная фаза загущается при помощи полимеров. Затем углеводороды (обычно дизель или керосин) смешиваются с загущенной водой. Полиэмульсии, используемые в настоящее время, являются прямыми (капельки нефти диспергированы в непрерывной водной фазе). Изменение водонефтяного фактора может повлиять на свойство полиэмульсионного флюида. На практике используются отношения фаз 50/50, 60/40 и 70/30.

Эмульгированные кислотные системы используют при кислотном ГРП. В зависимости от эмульгированной кислоты и границ применения её тип может быть как прямой, так и обратный. Диспергирование нефти в загущенной кислоте ведёт к замедлению химической реакции (важно в глубоких скважинах с высокой температурой). Потери давления на трение эмульгированной кислоты (особенно обратной эмульсии) относительно сравнимы с потерями загущенных полимерных кислот. Эмульгированная кислота обеспечивает более лучший контроль водоотдачи, чем загущенные кислоты, которые выгодны лишь в некоторых случаях их применения.

Преимущества и недостатки эмульсий представлены в таблице 4.3.3.

Преимущества	Недостатки
превосходный контроль водоотдачи некоторые смеси имеют хорошую термическую стабильность ограничивается степень подверженности породы водой очистка скважины после ГРП обычно эффективна	требует добавления нефтяной смеси в водный раствор (опасно!) ведет к созданию больших потерь давления на трение в трубах может быть дорогостоящей требует сильных эмульгаторов для обеспечения стабильности эмульсии; эмульгаторы должны адсорбировать на поверхности породы для разрушения эмульсии смешивание в полевых условиях является более сложным, чем в случае жидкостей на водной основе, так как водная фаза загущается перед приготовлением эмульсии (образование эмульсии зависит от времени и эмульгаторов)

Пены

Пены создаются путём закачивания жидкого азота (N₂) или жидкой двуокиси углерода (CO₂) в загущенную воду или нефть, которые содержат пенообразующие ПАВы. При использовании азота проппант транспортируется жидкой фазой до тех пор, пока не создаётся пена после прохождения насосов высокого давления. При использовании CO₂ жидкая смесь, насыщенная двуокисью углерода, создаёт вязкую эмульсию, которая транспортирует проппант до тех пор, пока не образуется пена.

Как азот, так и углекислый газ доставляются на место проведения полевых работ в жидком состоянии. Однако во время закачки азот переходит в газообразное состояние в теплообменнике и затем закачивается в линию с помощью специальных насосов. Закачанный азот практически не влияет на температуру жидкости разрыва. С другой стороны, CO₂ закачивается как жидкость и смешивается с водным гелем. Из-за низкой температуры жидкого CO₂ происходит некоторое охлаждение жидкости при смешивании. Углекислый газ остаётся в жидком состоянии до момента нагрева жидкости до 88⁰F (31,11 ⁰C) (критическая температура CO₂).

Жидкости как на водной, так и на нефтяной основе могут быть вспенены и использованы в качестве жидкостей разрыва. Углекислый газ смешивается с углеводородами и снижает вязкость системы перед вспениванием. Поэтому для вспенивания углеводородов рекомендуется использовать азот. Пены характеризуются их кратностью (процентное объёмное содержание газа в данном объёме жидкости). Например, кратность пены 70 состоит из 70 % газовой фазы и 30 % жидкой фазы. Расчёт объёма дан при пластовых условиях. Кратность пены варьируется в пределах от 52 до 95, обычно используются 60-80.

В настоящее время пены на водной основе используются намного чаще, чем на нефтяной основе. Благодаря некоторым преимуществам пены являются популярными жидкостями разрыва.

Преимущества и недостатки пен как жидкостей разрыва представлены в таблице 4.3.4.

Таблица 4.3.3.

Преимущества	Недостатки
необходим меньший объем жидкости для воздействия определенного размера применяемый газ облегчает очистку скважины после проведения ГРП азот как инертный газ не реагирует с породой и загущенной жидкостью разрыва CO2 частично растворим как в воде, так и в нефти; это ведет к снижению поверхностного натяжения жидкости	операции могут быть дорогостоящими при использовании высоких давлений (необходимо больше газовой фазы для данного класса пены) ограниченная транспортирующая способность проппанта для ГРП больших объемов более низкая плотность азота ведет к снижению гидростатического давления столба жидкости разрыва и повышению необходимого устьевого рабочего давления использование пен увеличивает сложность операции по закачке сжатый газ создает дополнительные требования безопасности во время его закачки и восстановления притока в скважине пены имеют значительно большие потери давления на трение

Требования к жидкости разрыва

• Хорошие очищающие свойства для обеспечения максимальной проводимости трещины

• Высокая вязкость

- удерживание проппанта

- создание трещины по ширине

• Ограниченные фильтрационные свойства

- отложение фильтрационной корки

• Низкое давление трения

- для высокой скорости закачки

• Высокий гидростатический вес

- для снижения давления ГРП

• Стоимость

-Не опасная и легко утилизируемая

Добавки для жидкостей разрыва

· Активаторы

· Демпферы

· Сшиватели

· Эмульгаторы

· Пенообразователи

· Полимеры

· Бактерициды

· Брейкеры

· Стабилизаторы глин

· Добавки против потерь жидкости

· Добавки, снижающие давление трения

· Стабилизаторы температур

· Добавки, предотвращающие образование эмульсии

3.4 Расклинивающие материалы (проппанты)

Проппанты и расклинивание трещин разрыва.

Расклинивание выполняется с целью поддержать проницаемость, созданную путем гидроразрыва. Проницаемость трещины зависит от ряда взаимосвязанных факторов:

1) типа, размера и однородности проппанта;

2) степени его разрушения или деформации;

3) количества и способа перемещения проппанта.

Некоторые наиболее употребительные размеры проппантов :

Размер сит	Предельные размеры частиц(мм)
100	0,150
40-60	0,419-0,250
20-40	0,841-0,419
12-20	1,679-0,841
8-12	2,380-1,679

Свойства расклинивающих агентов.

Размеры и однородность

- с уменьшением предельных размеров частиц материала увеличивается нагрузка, которой он может противостоять, что способствует устойчивости проницаемости заполненной проппантом трещины.

- при нулевом напряжении смыкания проницаемость керамического проппанта 20/40. Одна из причин этого - более однародная, по сравнению с песком, сферичность керамических частиц.

- значительное содержание мелких частиц (пыли) в песке может существенно понизить проницаемость трещины разрыва. Например, если через сито 40 проходит 20% частиц проппанта 20/40, проницаемость снизится в 5 раз.

- проницаемость песка 10/16 примерно на 50% выше проницаемости песка 10-20.

- оценку свойств проппантов рекомендуется проводить по методике Американского Нефтяного Института (API RP 56) .

Прочность

При увеличении напряжения смыкания трещины или горизонтального напряжения в скелете породы пласта происходит существенное снижение проницаемости проппантов. Как видно из графиков долговременной проницаемости проппантов, при напряжении смыкания 60 Мпа проницаемость проппанта 20/40 "Carbo-Prop" значительно выше, чем у обычного песка. При напряжении смыкания выше, чем у обычного песка. При напряжении смыкания примерно 32 Мпа кривые размеров частиц для всех обычных песков быстро падают.

Прочность песчанных зерен колеблется в зависимости от места происхождения песка и предельных размеров частиц.

Термохимическая стабильность

Все применяемые проппанты должны быть, по возможности, химически инертны. Они должны противостоять агрессивным жидкостям и высоким температутам.

Стоимость

Наиболее дешевым проппантом является песок. Высокопрочные проппанты, например, агломерированный боксит или песок со смолистым покрытием, гораздо дороже. Оценку их применимости следует делать на основании индивидуального экономического анализа по данной скважине.

Испытание на проницаемость.

При выборе необходимых типов и размеров проппанта весьма важно определить его проницаемость.

Прежде при испытаниях проппантов применялись камеры радиальной фильтрации. Однако некоторые принципиальные сложности-явления, связанные с течениями, не подчиняющимися закону Дарси, и весьма низкие, не поддающиеся измерению, перепады давления не позволяли получать надежные результаты испытаний. Несовершенство радиальных камер привело к разработке линейных фильтрационных камер.

Долговременная проницаемость.

Принципиальным недостатком методики АНИ является то, что она дает результаты только по кратковременной проницаемости. На промыслах было обнаруженно, что прогнозная добыча очень редко соответствовала фактической. Тому есть много причин, но главной причиной являлись чересчур оптимистические данные по кратковременной проницаемости, использованные при прогнозировании.

Типы проппантов

Первым материалом, который использовался для удержания трещины в раскрытом состоянии, был кремнистый песок. По мере развития технологии становилось ясно, что некоторые типы песка лучше других.

Кроме того, были созданы искусственные проппанты, пригодные для использования там, где естественные пески непригодны.

Керамические проппанты

Существует два типа керамических проппантов: агломерированный боксит и проппанты промежуточной прочности. Проницаемость последних близка к проницаемости агломерированного боксита, плотность же их ниже, чем у боксита, но чуть выше, чем у песка.

Агломерированный боксит - это высокопрочный проппант, разработанный компанией "Экссон продакшн рисерч". Изготавливают его из высококачественных импортных бокситовых руд. Процесс изготовления включает измельчение руды на очень мелкие частицы, преобразование первичной руды в сферические частицы нужного размера и обжиг их в печи при достаточно высокой температуре, вызывающей процесс агломерации. Конечный продукт обычно содержит 85% Al2O3. Остальные 15% составляют оксиды железа, титана и кремния. Удельная плотность его 3,65 по сравнению с плотностью песка 2,65. Применяются агломерированные бокситы в основном в глубоких (глубже 3500 м) скважинах.

Керамики промежуточной плотности

Эти проппанты отличаются от агломерированных бокситов, прежде всего, своим составом. Содержание оксида алюминия в них ниже, содержание кремния - выше, а удельная плотность составляет 3,15.

При давлениях до 80 Мпа по проницаемости они близки к агломерированным бокситам. Поэтому в большинстве случаев, благодаря более низкой стоимости, ими заменяют бокситы.

Керамики низкой плотности

Эти проппанты изготавливаются так же, как и другие керамики. Главное их отличие - состав. Они содержат 49% Al2O3 , 45% SiO2 , 2% TiO2 и следы других оксидов. Плотность этих проппантов равна 2,72 , то-есть они наиболее распространенные проппанты благодоря их цене, прочности плотности, близкой к плотности песка.

3.5 Техника для проведения ГРП

Оборудование, используемое при ГРП, может включать в себя:

1) ёмкости для рабочей жидкости

2) ёмкости для проппанта

3) блендер

4) насосные установки

5) насосные установки для закачки азота и углекислого газа

6) расходомеры

7) радиоактивный плотномер

8) датчики давления

9) станция управления

10 установка гнкт

Рисунок 4.5.1. Схема расстановки оборудования при проведении ГРП



3.6 Эксплуатация скважин УЭЦН

Установки электрических погружных центробежных насосов относятся к классу бесштанговых установок и играют а нефтедобывающей промышленности России определяющую роль по объёму добываемой нефти. Они предназначены для эксплуатации добывающих скважин различной глубины с различными свойствами добываемой продукции: безводная маловязкая и средней вязкости нефть; обводнённая нефть; смесь нефти, воды и газа. Естественно, что и эффективность эксплуатации скважин УЭЦН может существенно различаться, т.к. свойства откачиваемой продукции влияют на выходные параметры установки.

Кроме того, УЭЦН имеют неоспоримое преимущество перед штанговыми установками не только за счёт переноса приводного электродвигателя на забой и ликвидации колонны штанг, что существенно повышает КПД системы, но и за счёт значительного диапазона рабочих подач (от нескольких десятков до нескольких сотен м³/сут) и напоров (от нескольких сотен до нескольких тысяч метров) при сравнительно высокой наработке установки на отказ.

При эксплуатации нефтяных скважин с большим дебитом наиболее целесообразно применение центробежных насосов.

Расположение приводящего двигателя непосредственно у насоса позволяет передавать ему большие мощности.

При средних и больших отборах жидкости (100…500 м³/сут в, более) центробежные насосы--наиболее экономичный и наименее трудоемкий в обслуживании вид оборудования для подъема пластовой жидкости. Обслуживание скважинных центробежных насосов облегчается за счет того, что на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор. Межремонтный период работы у скважинных центробежных насосов при средних и больших отборах больше, чем у штанговых, и составляет, например, на промыслах Башкирии и Татарии, в среднем 260…320 сут.

Скважинные центробежные насосы предназначены для подъема жидкости с содержанием в ней воды не более 99 %, механических примесей (по массе) не более 0,01 %, с температурой не более 90 °С. Насосы повышенной износостойкости допускают содержание механических примесей (по массе) до 0,05%.

Для подъема из нефтяной скважины жидкости с повышенной коррозионной активностью применяются скважинные центробежные насосы, основные детали которых изготовлены из коррозионностойких материалов.

Рассмотрим более подробно принципиальную схему УЭЦН и назначение каждого из её элементов.

Принципиальная схема УЭЦН и её элементы

Установки ЭЦН являются сложной технологической системой и, несмотря на широко известный принцип действия центробежного насоса, представляет собой совокупность оригинальных по конструкции элементов. Принципиальная схема УЭЦН приведена на рис. 4.6.1.1. Установка состоит из двух частей: наземной и погружной. Наземная часть включает автотрансформатор 1; станцию управления 2; иногда кабельный барабан 3 и оборудование устья скважины 4. Погружная часть включает колонну НКТ 5, на которой погружной агрегат спускается в скважину; бронированный трёхжильный электрический кабель 6, по которому подаётся питающее напряжение погружному электродвигателю и который крепится к колонне НКТ специальными зажимами 7.