Применение гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

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

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

Мало-Балыкское месторождение находится на второй стадии разработки, характеризующейся увеличением добычи нефти и вводом в действие новых скважин, при этом идет активное разбуривание ачимовской толщи.

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

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

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

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

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

Содержание

Введение

1. Геолого-физическая характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Геологическое строение месторождения и залежей

1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек

1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды

1.5 Запасы нефти и газа

2. Анализ текущего состояния разработки

2.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

2.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов

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

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

3.1 Применение гидравлического разрыва пласта в отечественной и зарубежной практике

3.2 Оборудование, применяемое для гидравлического разрыва пласта

3.3 Жидкости и материалы, применяемые для гидравлического разрыва пласта

3.4 Определение интервалов продуктивной мощности после проведения гидравлического разрыва пласта

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

4.1 Выбор скважин для осуществления гидравлического разрыва пласта

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

4.3 Описание технологии проведения гидравлического разрыва пласта

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

4.5 Расчет основных параметров гидравлического разрыва пласта

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

4.6.1 Анализ эффективности повторного применения гидравлического разрыва пласта

4.6.2 Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта по сервисным компаниям

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

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

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

4.6.6 Анализ результатов исследований на скважинах с гидравлическим разрывом пласта

5. Экономическая эффективность проекта

5.1 Характеристика производственно-хозяйственной деятельности ООО «РН-Юганскнефтегаз»

5.2 Расчет дополнительной добычи нефти

5.3 Расчет показателей оценки экономической эффективности ГРП

5.4 Анализ чувствительности проекта

6. Безопасность и экологичность проекта

6.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей

6.2 Мероприятия по технике безопасности

6.3 Мероприятия по промышленной санитарии

6.4 Мероприятия по охране окружающей среды

Заключение

Список использованных источников

Введение

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

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

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

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

1. Геолого-физическая характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

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

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

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

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

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

1.2 Геологическое строение месторождения и залежей

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Всего в разрезе выделяется десять продуктивных пластов, находящихся на балансе РГФ. Залежи пластов АС₄, АС_5-6, АС₇, АЧ₁, АЧ₂, АЧ₃ находятся в промышленной разработке. Залежи пластов БС₉², БС₁₀¹, ЮС0 и ЮС₂ нуждаются в доразведке.

В таблице 1.1 представлены краткие сведения о залежах Малобалыкского месторождения.

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

Таблица 1.1 - Краткие сведения о залежах Мало-Балыкского месторождения

Пласт	Средняя глубина, м	Площадь залежи, км2	Количество вскрывших скважин	Тип залежи	Тип коллектора
АС4	1936	177	973	пластовая-сводовая	терригенный-поровый
АС5-6	1971	41	952	пластовая-сводовая	терригенный-поровый
АС7	2000	3	197	пластовая-сводовая	терригенный-поровый
БС92	2580	11	14	структурно-литологическая	терригенный-поровый
БС101	2420	5	6	структурно-литологическая	терригенный-поровый
АЧ1	2600	213	700	структурно-литологическая	терригенный-поровый
АЧ2	2620	360	698	структурно-литологическая	терригенный-поровый
АЧ3	2690	190	596	структурно-литологическая	терригенный-поровый
ЮС0	2762	124	14	литологическая	-
ЮС2	2800	34	8	структурно-литологическая	терригенный-поровый

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

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

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

Таблица 1.2 - Характеристики толщин продуктивных пластов группы АЧ_1-3

Параметры	Минимальное значение	Максимальное значение	Среднее значение	Среднеквадратичное отклонение	Коэффициент вариации
БC16 (АЧ1)
Общая толщина, м	0,6	103,5	28,1	13,0	0,5
Эффективная толщина, м	0,6	24,8	4,5	3,3	0,7
Нефтенасыщенная толщина, м	0,4	24,8	4,5	3,3	0,7
БC17-20 (АЧ2)
Общая толщина, м	9,4	137,3	63,6	18,5	0,3
Эффективная толщина, м	1,0	49,0	18,4	7,6	0,4
Нефтенасыщенная толщина, м	0,8	45,0	18,0	7,5	0,4
БC21-22 (АЧ3)
Общая толщина, м	2,0	137,2	40,7	21,5	0,5
Эффективная толщина, м	0,8	36,4	8,1	5,0	0,6
Нефтенасыщенная толщина, м	0,4	27,2	7,2	4,2	0,6

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

Параметры	Минимальное значение	Максимальное значение	Среднее значение	Среднеквадра тичное отклонение	Коэффициент вариации
БC16 (Ач1)
Коэффициент песчанистости	0,00	1,00	0,05	0,10	1,9
Коэффициент расчлененности	1,00	17,00	2,43	1,70	0,7
Толщина проницаемого прослоя, м	0,53	9,60	2,02	1,31	0,6
Коэффициент макронеоднородности	0,10	1,88	0,66	0,33	0,5
БC17-20 (Ач2)
Коэффициент песчанистости	0,00	0,70	0,30	0,13	0,4
Коэффициент расчлененности	1,00	28,00	10,70	4,66	0,4
Толщина проницаемого прослоя,м	0,65	5,20	1,80	0,58	0,3
Коэффициент макронеоднородности	0,19	1,54	0,60	0,17	0,3
БC21-22 (АЧ3)
Коэффициент песчанистости	0,00	1,00	0,22	0,15	0,7
Коэффициент расчлененности	1,00	25,00	5,59	3,20	0,6
Толщина проницаемого прослоя,м	0,50	7,40	1,52	0,61	0,4
Коэффициент макронеоднородности	0,14	2,00	0,74	0,23	0,3

1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек

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

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

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

1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды

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

Таблица 1.5 - Свойства пластовой нефти пластов группы АЧ_1-3

Наименование параметра	Пласт АЧ1-3
	Диапазон значений	Среднее значение
Пластовое давление, МПа	20,0 - 30,0	24,3
Пластовая температура, 0С	80,0 - 99,0	86
Давление насыщения газом, МПа	2,7 - 14,2	9,5
Суммарное газосодержание, м3/т	25,1 - 82,4	60,3
Плотность пластовой нефти, кг/м3	726 - 830	769
Вязкость пластовой нефти, мПа·с	0,74 - 1,73	1,13
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4	10,0 - 15,0	12,6
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.	1,09 - 1,31	1,23
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	1,05 - 1,24	1,17
Плотность разгазированной нефти при	832 - 860	851
дифференциальном разгазировании, кг/м3

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

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

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

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

Таблица 1.8 - Основные характеристики пластовых вод Малобалыкского месторождения

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

1.5 Запасы нефти и газа

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

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

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

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

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

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

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

2. Анализ текущего состояния разработки

2.1 Анализ структуры фонда скважин

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

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

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

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

Действующий фонд добывающих скважин на 01.01.2006 года составляет 463 скважины, бездействующий - 40. Коэффициент использования добывающих скважин с учетом времени накопления равен 0,87, коэффициент эксплуатации - 0,78.

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

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

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

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

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

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

2.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 2.4 - Геолого-физическая характеристика пластов Ач_1-3

Параметры	Ач1-3
Средняя глубина залегания, м	2600
Тип залежи	структурно-литологический
Тип коллектора	терригенный, поровый
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2, (В + С1)/С2	453765
Средняя общая толщина, м	156,9
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	26,9
Средняя насыщенность ЧНЗ, доли ед.	0,58
Средняя насыщенность ВНЗ, доли ед.	0,59
Пористость, доли ед.	0,18
Проницаемость (по ГИС/по модели), мкм2	0,007/0,006
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,2
Коэффициент расчленённости, доли ед.	16,95
Начальное пластовая температура, °С	86,4
Начальное пластовое давление, МПа	27,8
Абсолютная отметка ВНК, м	2720
Плотность нефти, т/м3	0,769
Плотность воды, т/м3	0,985
Давление насыщения нефти газом, МПа	9,75
Вязкость нефти, мПа.c	1,13
Вязкость воды, мПа.c	0,32
Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т	645769
Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т	147078
Пьезопроводность пласта, 104м2/с	23
Минерализация пластовой воды, г/л	16
Наличие ППД	с ППД

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3.1 Применение гидравлического разрыва пласта в отечественной и зарубежной практике

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

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

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

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

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

- трещина распространяется перпендикулярно плоскости наименьшего напряжения в пласте;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- наличие ВНЗ существенно снижает эффект применение метода;

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

- в высокорасчлененных коллекторах после обработки наблюдается снижение обводненности;

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

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

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

3.2 Оборудование, применяемое для гидравлического разрыва пласта

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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