Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общая часть

2. Геологическая часть

2.1 Литология и стратиграфия

2.2 Тектоническое строение

2.3 Нефтеносность

2.4 Характеристика продуктивных пластов

2.5 Физико-химические свойства пластовых флюидов

3. Технологическая часть

3.1 Основные проектные решения по разработке

3.2 Состояние разработки месторождения и фонда скважин

3.3 Контроль за разработкой месторождения

3.4 Вопросы выработки запасов

4. Специальная часть

4.1 ГРП - как основной метод повышения нефтеотдачи на Приобском месторождении

4.2 Расчет основных параметров ГРП

4.3 Результаты проведения ГРП на Приобском месторождении

5. Охрана труда

6 Охрана окружающей среды и недр

Заключения, выводы и рекомендации

Список использованной литературы

Приложения

Введение

Нефтяная промышленность является одной из важнейших составляющих экономики России, непосредственно влияющей на формирование бюджета страны и ее экспорт.

Состояние ресурсной базы нефтяного комплекса является наиболее острой проблемой на сегодняшний день. Ресурсы нефти постепенно истощаются, большое число месторождений находится в конечной стадии разработки и имеют большой процент обводненности, поэтому наиболее актуальной и первостепенной задачей является поиск и введение в эксплуатацию молодых и перспективных месторождений, одним из которых является Приобское месторождение (по запасам - оно одно из крупнейших месторождений России).

Месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов. Промышленный интерес представляют пласты АС 10, АС11 и АС 12. Коллектора горизонтов АС 10 и АС11 относятся к средне- и низкопродуктивным, а АС 12 к аномально низкопродуктивным. Эксплуатацию пласта АС 12 следует выделить в отдельную проблему разработки, так как пласт АС 12 к тому же является самым значительным по запасам из всех пластов.

Составной частью анализа разработки является анализ состояния техники добычи, выявление наиболее эффективных и экономичных способов добычи и оборудования для подъема жидкости.

1. Общая часть

пластовый гидрографический нефтеотдача скважина

Приобское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Район работ удалён на 65 км к востоку от города Ханты-Мансийска, на 100 км к западу от города Нефтеюганска. В настоящее время район относится к числу наиболее экономически быстро развивающихся в автономном округе, что стало возможным в связи с ростом объёмов геологоразведочных работ и нефтедобычи.

Наиболее крупные разрабатываемые близлежащие месторождения: Салымское, расположенное в 20 км на восток, Приразломное, расположенное в непосредственной близости, Правдинское - в 57 км на юго-восток.

К юго-востоку от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык - Омск .

Приобская площадь северной своей частью расположена в пределах Обской поймы - молодой аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой мощности. Абсолютные отметки рельефа составляют 30-55 м. Южная часть площади тяготеет к плоской аллювиальной равнине на уровне второй надпойменной террасы со слабо выраженными формами речной эррозии и аккумуляции. Абсолютные отметки здесь составляют 46-60 м.

Гидрографическая сеть представлена протокой Малый Салым, которая протекает в субширотном направлении в северной части площади и на этом участке соединяется мелкими протоками Малой Березовской и Полой с крупной и полноводной Обской протокой Большой Салым. Река Обь является основной водной магистралью Тюменской области. На территории района имеется большое количество озёр, наиболее крупные из которых озеро Олевашкина, озеро Карасье, озеро Окунёвое. Болота непроходимые, замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта.

Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким тёплым летом. Зима морозная и снежная. Самый холодный месяц года - январь (среднемесячная температура -19,5 градусов 0С). Абсолютный минимум -52 градуса 0С. Самым тёплым является июль (среднемесячная температура +17 градусов 0С), абсолютный максимум +33 градуса 0С. Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год , причём 75% приходится на тёплое время года. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и продолжается до начала июня. Мощность снежного покрова от 0,7 м до 1,5-2 м. Глубина промерзания почвы 1-1,5 м.

Для рассматриваемого района характерны подзолистые глинистые почвы на сравнительно возвышенных участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. В пределах равнин аллювиальные почвы речных террас в основном песчанистые, местами глинистые. Растительный мир разнообразен. Преобладает хвойный и смешанный лес.

Район находится в зоне разобщённого залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемёрзлых пород. Приповерхностные мёрзлые грунты залегают на водоразделах под торфяниками. Толщина их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10-15 м, температура постоянная и близка к 0 градусов 0С.

На сопредельных территориях (на Приобском месторождении мерзлые породы не изучены) многолетнемёрзлые породы залегают на глубинах от 140-180 м (Лянторское месторождение). Мощность многолетнемёрзлых пород составляет 15-40 м, реже более. Мерзлыми являются чаще нижняя, более глинистая, часть новомихайловской и незначительная часть атлымской свит.

Наиболее крупными населенными пунктами, ближайшими к площади работ, являются города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких населенных пунктов - поселки Селиярово, Сытомино, Лемпино и другие.

2. Геологическая часть

2.1 Литология и стратиграфия

Геологический разрез Приобского месторождения сложен мощной толщей (более 3000м) терригенных отложений осадочного чехла мезо-кайнозойского возраста, залегающих на породах доюрского комплекса, представленных корой выветривания.

Доюрские образования (Pz)

В разрезе доюрской толщи выделяется два структурных этажа. Нижний, приуроченный к консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит-порфиритами, гравелитами и метаморфизованными известняками. Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс, составляют менее дислоцированные эффузивно-осадочные отложения пермо-триасового возраста толщиной до 650 м.

Юрская система (J)

Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.

В ее составе выделяются тюменская (J1+2), абалакская и баженовская свиты (J3).

Отложения тюменской свиты залегают в основании осадочного чехла на породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием и представлены комплексом терригенных пород глинисто-песчано-алевролитового состава.

Толщина отложений тюменской свиты изменяется от 40 до 450м. В пределах месторождения они вскрыты на глубинах 2806-2973м. Отложения тюменской свиты согласно перекрываюся верхнеюрскими отложениями абалакской и баженовской свит. Абалакская свита сложена темносерътаи до черного цвета, участками известковистыми, глауконитовыми аргиллитами с прослоями алевролитов в верхней части разреза. Толщина свиты колеблется от 17 до 32 м.

Отложения баженовской свиты представлены темно-серыми, почти черными, битуминозными аргиллитами с прослоями слабоалевритистых аргиллитов и органогенно-глинисто-карбонатных пород. Толщина свиты составляет 26-38 м.

Меловая система (К)

Отложения меловой системы развиты повсеместно, представлены верхним и нижним отделами.

В составе нижнего отдела снизу вверх выделяются ахская, черкашинская, алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты, а в верхнем ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.

Нижняя часть ахской свиты (K1g) представлена в основном аргиллитами с подчиненными маломощными прослоями алевролитов и песчаников, объединенных в ачимовскую толщу.

В верхней части ахской свиты выделяется выдержанная пачка тонкоотмученных, темно-серых, приближающихся к серым пимских глин.

Общая толщина свиты изменяется с запада на восток от 35 до 415 м. В разрезах расположенных восточнее к этой толще приурочены группа пластов БС1-БС12.

Разрез черкашинской свиты (K1g-br) представлен ритмичным чередованием серых глин, алевролитов и алевритистых песчаников. Последние, в пределах месторождения, так же как и песчаники, являются промышленно нефтеносными и выделяются в пласты АС7,АС9,АС10,АС11,АС12.

Толщина свиты изменяется от 290 до 600 м.

Выше залегают темно-серые до черных глины алымской свиты (К1а), в верхней части с прослоями битуминозных аргиллитов, в нижней - алевролитов и песчаников. Толщина свиты изменяется от 190 до 240 м. Глины являются региональной покрышкой для залежей углеводородов всей Среднеобской нефтегазоносной области.

Викуловская свита (К1а-а1) состоит из двух подсвит.

Нижняя - преимущественно глинистая, верхняя - песчано-глинистая с преобладанием песчаников и алевролитов. Для свиты характерно присутствие растительного детрита. Толщина свиты колеблется от 264 м на западе до 296 м на северо-востоке.

Ханты-Мансийская свита (K1a-2s) представлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород с преобладанием первых в верхней части разреза. Породы свиты характеризуются обилием углистого детрита. Толщина свиты варьирует от 292 до 306 м.

Уватская свита (K2s) представлена неравномерным переслаиванием песков, алевролитов, песчаников. Для свиты характерно наличие обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита, янтаря. Толщина свиты 283-301 м.

Борцовская свита (K2k-st-km) подразделяется на две подсвиты. Нижнюю, состоящую из глин, серых монтмореллонитовых, прослоями опоковидных толщиной от 45 до 94 м, и верхнюю, представленную глинами серыми, темно-серыми, кремнистыми, песчанистыми, толщиной 87-133 м.

Ганькинская свита (K2mP1d) состоит из глин серых, зеленовато-серых переходящих в мергели с зернами глауконита и конкрециями сидерита. Ее толщина - 55-82 м.

Палеогеновая система (Р2)

Палеогеновая система включает в себя породы талицкой, люлинворской, атлымской, новомихайловской и туртасской свит. Первые три представлены морскими отложениями, остальные - континентальными.

Талицкая свита сложена толщей глин темно-серых, участками алевритистых. Встречаются перитизированные растительные остатки и чешуйки рыб. Толщина свиты 125-146 м.

Люлинворская свита представлена глинами желтовато-зелеными, в нижней части разреза часто опокоидные с прослоями опок. Толщина свиты 200-363 м.

Тавдинская свита завершающая разрез морского палеогена выполнена глинами серыми, голубовато-серыми с прослоями алевролита. Толщина свиты 160-180 м.

Атлымская свита сложена континентальными аллювиально-морскими отложениями, состоящими из песков, серых до белых, преимущественно кварцевыми с прослоями бурого угля, глин и алевролитов. Толщина свиты 50-60 м.

Новомихайловская свита - представлена неравномерным переслаиванием песков, серых, мелкозернистых, кварцево-полевошпатовыми с глинами и алевролитами серыми и коричневато-серыми с прослоями песков и бурых углей. Толщина свиты не превышает 80 м.

Туртасская свита состоит из глин и алевролитов зеленовато-серых, тонкослоистых с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых песков. Толщина свиты 40-70 м.

Четвертичная система (Q)

Присутствует повсеместно и представлена в нижней части чередованием песков, глин, суглинками и супесями, в верхней - болотными и озерными фациями - илами, суглинками и супесями. Общая толщина составляет 70-100 м.

2.2 Тектоническое строение

Приобская структура располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Лемпинской групп поднятий. Структуры первого порядка осложнены валообразными и куполовидными поднятиями второго порядка и отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ.

Современный структурный план доюрского основания изучен по отражающему горизонту «А». На структурной карте по отражающему горизонту «А» находят отображение все структурные элементы. В юго-западной части района - Селияровское, Западно-Сахалинское, Светлое поднятия. В северо-западной части - Восточно-Селияровское, Крестовое, Западно-Горшковское, Южно-Горшковское, осложняющие восточный склон Западно-Лемпинской зоны поднятия. В центральной части - Западно-Сахалинский прогиб, восточное его Горшковское и Сахалинское поднятия, осложняющие соответственно Средне-Ляминский вал и Сахалинский структурный нос.

По отражающему горизонту «Дб», приуроченному к кровле быстринской пачки прослеживаются Приобское куполовидное поднятие, Западно-Приобское малоамплитудное поднятие, Западно-Сахалинская, Новообская структуры. На западе площади оконтуривается Ханты-Манийское поднятие. Севернее Приобского поднятия выделяется Светлое локальное поднятие. В южной части месторождения в районе скважины 291 условно выделяется Безымянное поднятие. Восточно-Селияровская приподнятая зона в исследуемом районе оконтуривается не замкнутой сейсмоизогипсой - 2280 м. Вблизи скважины 606 прослеживается малоамплитудная изометричная структура. Селияровская площадь покрыта редкой сетью сейсмических профилей, на основе которой можно условно прогнозировать положительную структуру. Селияровское поднятие подтверждается структурным планом по отражающему горизонту «Б». В связи со слабой изученностью западной части площади сейсморазведкой, севернее Селияровской структуры, условно, выделяется куполовидное безымянное поднятие.

2.3 Нефтеносность

На Приобском месторождении этаж нефтеносности охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5 км.

Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты Ю1 и Ю2) и баженовской (пласт Ю0) свит. Из-за ограниченного числа имеющихся геолого-геофизических материалов, строение залежей к настоящему времени не достаточно обосновано.

Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено 90% разведанных запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин. Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в шельфовых и клиноформных отложениях неокома, продуктивность которых не контролируется современным структурным планом и определяется практически только наличием в разрезе продуктивных пластов-коллекторов. Отсутствие при многочисленных испытаниях в продуктивной части разреза пластовой воды доказывает, что залежи нефти, связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения. Исключение составляет пласт АС7, где получены притоки пластовой воды из песчаных линз, заполненных водой.

В составе продуктивных неокомских отложений выделено 9 подсчетных объектов: АС123, АС122, АС112-4, АС111, АС110, АС101-2, АС100, АС9, АС7.

Залежи пластов АС7, АС9 промышленного интереса не представляют.

2.4 Характеристика продуктивных пластов

Основные запасы нефти на Приобском месторождении сосредоточены в отложения неокомского возраста. Особенностью геологического строения залежей, связанных с неокомскими породами, является то, что они имеют мегакосослоистое строение, обусловленное формированием их в условиях бокового заполнения достаточно глубоководного морского бассейна (300-400м) за счёт выноса обломочного терригенного материала с востока и юго-востока. Формирование неокомского мегакомплекса осадочных пород происходило в целой серии палеогеографических условий: котинентального осадконакопления, прибрежно-морского, шельфового и очень замедленного осаждения осадков в открытом глубоком море.

По мере продвижения с востока на запад происходит наклон (по отношению к баженовской свите, являющейся региональным репером) как глинистых выдержанных пачек (зонального репера), так и содержащихся между ними песчано-алевролитных пород.

Согласно определениям, выполненным специалистами ЗапСибНИГНИ по фауне и споропыльце, отобранным из глин в интервале залегания пимской пачки, возраст этих отложений оказался готеривским. Все пласты, что находятся выше пимской пачки, проиндексированы как группа АС, поэтому и на Приобском месторождении пласты БС1-5 были переиндексированы на АС7-12.

При подсчёте запасов в составе мегакомплекса продуктивных неокомских отложений выделено 11 продуктивных пластов : АС123, АС121-2, АС120, АС112-4, АС111, АС110, АС102-3, АС101, АС100, АС9, АС7.

Пачка продуктивных пластов AC12 залегает в основании мегакомплекса и является наиболее, с точки зрения формирования, глубоководной частью. В составе выделено три пласта АС123, АС121-2, АС120, которые разделяются между собой относительно выдержанными на большей части площади глинами, мощность которых колеблется от 4 до 10 м.

Залежи пласта АС123 приурочены к моноклинальному элементу (структурному носу), в пределах которого отмечаются малоамплитудные поднятия и впадины с зонами перехода между ними.

Основная залежь АС123 вскрыта на глубинах 2620-2755 м и является литологически экранированной со всех сторон. По площади она занимает центральную террасовидную, наиболее приподнятую часть структурного носа и ориентирована с юго-запада на северо-восток. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 12,8 м до 1,4 м. Дебиты нефти составляют от 1,02 м3/сут при динамическом уровне 1239 м до 7,5 м3/сут при динамическом уровне 1327 м. Размеры литологически экранированной залежи составляют 25,5 км на 7,5 км, высота 126 м.

Залежь АС123 вскрыта на глубинах 2640-2707 м и приурочена к Ханты-Мансийскому локальному поднятию и зоне его восточного погружения. Залежь контролируется со всех сторон зонами замещения коллекторов. Дебиты нефти невелики и составляют при различных динамических уровнях 0,4-8,5 м3/cyт. Наиболее высокая отметка в сводовой части фиксируется на -2640 м, а наиболее низкая в -2716 м. Размеры залежи 18 на 8,5 км, высота 76 м. Тип литологически экранированный.

Основная залежь АС121-2 является самой крупной на месторождении. Вскрыта на глубинах 2536-2728 м. Приурочена к моноклинали, осложнённой небольшими по амплитуде локальными поднятиями с зонами перехода между ними. С трёх сторон структура ограничена литологическими экранами и лишь на юге (к Восточно-Фроловской площади) коллектора имеет тенденцию к развитию. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широком диапазоне от 0,8 до 40,6 м, при этом зона максимальных толщин (более 12 м) охватывает центральную часть залежи, а также восточную. Размеры литологически экранированной залежи - 45 км на 25 км, высота 176 м.

В пласте АС121-2 вскрыты залежи 7,5 на 7 км высотой 7 м и 11 на 4,5 км высотой 9 м. Обе залежи литологически экранированного типа.

Пласт АС120 имеет меньшую по размерам зону развития. Основная залежь АС120 представляет собой линзообразное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Размеры ее 41 на 14 км, высота 187 м. Дебиты нефти изменяются от первых единиц м3/сут при динамических уровнях до 48 м3/сут.

Покрышка горизонта АС12 образована мощной (до 60 м) толщей глинистых пород.

Всего в пределах месторождения открыто 42 залежи. Максимальную площадь имеет основная залежь в пласте АС121-2 (1018 км2), минимальную (10 км2) - залежь в пласте АС101.

2.5 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Пластовые нефти по продуктивным пластам АС10, АС11 и АС12 не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности, давление насыщения в 1,5-2 раза ниже пластового (высокая степень пережатия).

Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют о незначительной неоднородности нефти в пределах залежей.

Нефти пластов АС10, АС11 и АС12 близки между собой, более лёгкая нефть в пласте АС11, молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С2Н6 - С5Н12 - 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Количество лёгких углеводородов СН4 - С5Н12, растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2-9,2%.

Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19 (пласт АС10) - 64,29 (пластАС12). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С2Н6/С3Н8 равно 0.6, что характерно для газов нефтяных залежей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов - 2,7-3,2%, тяжелых углеводородов С6Н14 + высшие - 0,95-1,28%. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1%.

Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности.

Нефть пласта АС10 средней вязкости, с содержанием фракций до 3500С больше 55%, нефти пластов АС11 и АС12 вязкие, с содержанием фракций до 3500С от 45% до 54,9%.

Технологический шифр нефтей пласта АС10 - П Т1П2, пластов АС11 и АС12 - П Т2П2.

Оценка параметров, обусловленных индивидуальными характеристиками нефтей и газов, выполнена в соответствии с наиболее вероятными условиями сбора, подготовки и транспорта нефти на месторождении.

Условия сепарации следующие:

1 ступень - давление 0,785 МПа, температура 100С;

2 ступень - давление 0,687 МПа, температура 300С;

3 ступень - давление 0,491 МПа, температура 400С;

4 ступень - давление 0,103 МПа, температура 400С.

3. Технологическая часть

3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

Документы, авторы, годы утверждения и реализации

Месторождение введено в разработку в 1988 г на основании документа «Уточненные показатели разработки первоочередного участка Приобского месторождения», составленного СибНИИНП. За прошедшее время было составлено восемь проектных документов, отражающих степень изученности и результаты ввода в разработку первоочередной площади.

1. Проект пробной эксплуатации Приобского месторождения, 1986 г. Утвержден техсоветом Главтюменнефтегаза 21.05.1986 г (протокол № 26).

Объекты разработки - пласты А10, А11 и Б4-5 (A12). Система разработки -блоковая трехрядная. Плотность сетки - 25 га/скв. Максимальные проектные уровни по всем пластам:

- добыча нефти - 398 тыс.т;

- добыча жидкости - 800 тыс.т;

- закачка воды - 200 тыс.м3;

- темп отбора - 5,2%;

- общий проектный фонд скважин - 126, в том числе:

- добывающих - 98

- нагнетательных - 28.

2. Уточненный проект пробной эксплуатации Приобского месторождения, 1988 г. Утвержден ЦКР Главтюменнефтегаза 06. 05.1988 г (протокол № 58).

Объекты разработки - пласты А10, А11 и Б4-5 (A12). В работе выделено четыре участка. Два участка (1 и 2) на левом берегу и два (3 и 4) на правом. Утверждена следующая система разработки по пластам:

Пласт А11

1 участок (левый берег) - линейная трехрядная, плотность сетки скважин 500х500 м;

3 и 4 участки (правый берег) - площадная девятиточечная, плотность сетки скважин 400х400 м;

Пласт Б4-5 (A12)

2 участок (левый берег) - площадная семиточечная, плотность сетки скважин 400х400, 500х500 м;

3 и 4 участки (правый берег) - площадная девятиточечная, плотность сетки скважин 400х400 м

Максимальные проектные уровни в целом по всем участкам пластов А11 + Б4-5 : - добыча нефти - 860 тыс.т;

- добыча жидкости - 1860 тыс.т;

- добыча газа - 61,9 млн.м3;

- закачка воды - 2480 тыс. м3;

- темп отбора - 5,4%;

- общий проектный фонд скважин - 272, в том числе:

- добывающих - 204

- нагнетательных - 60

- водозаборных - 8.

Разработка Приобского месторождения была начата в соответствии с данным проектным документом.

3. Технологические показатели разработки первоочередного участка Приобского месторождения в расширенных границах (левобережная часть), 1989 г. Документ утвержден ЦКР Главтюменнефтегаза 05.05.1989 г (протокол № 112).

Объекты разработки - пласты А10(1), А10(2-3), А11(1) и А12(1-2). Система разработки - линейная трехрядная. Плотность сетки - 500х500 м. На пласт A12 предусмотрена опытная ячейка площадной семиточечной системы с плотностью 25 га/скв.

Максимальные проектные уровни в целом:

- добыча нефти - 771 тыс.т;

- добыча жидкости - 1547 тыс.т;

- добыча газа - 45.4 млн.н.куб.м;

- закачка воды - 1948 тыс.куб.м;

- темп отбора - 3.8%;

- общий проектный фонд скважин - 360, в том числе:

- добывающих - 213

- нагнетательных - 87

- резервных - 46

- контрольных - 5

- водозаборных - 9.

4. Уточненные технологические показатели разработки первоочередного участка Приобского месторождения (левобережная часть), 1990 г. Документ утвержден ЦКР Ассоциации Тюменнефтегаз 13.02.1991 г (протокол № 13).

Объекты разработки - горизонты А10, А11 и A12. Система разработки для всех объектов - линейная трехрядная с треугольным расположением скважин. Плотность сетки - 25 га/скв. Изменено направление рядов нагнетательных скважин (с севера на юг). В настоящее время реализуется система разработки горизонтов, предложенная в данном проектном документе.

На горизонт A12 предусматривалось внедрение глубокопроникающего гидроразрыва пласта и формирование трех элементов разработки горизонтальными скважинами.

Проектные уровни в целом по всем горизонтам:

- добыча нефти - 1385 тыс.т;

- добыча жидкости - 2634 тыс.т;

- добыча газа - 87.3 млн.н.куб.м;

- закачка воды - 3427 тыс.куб.м;

- темп отбора - 3.5%;

- общий проектный фонд скважин - 704, в том числе:

- добывающих - 508

- нагнетательных - 178

- контрольных - 9

- водозаборных - 9.

5. Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации участка №4 пойменной часты Приобского месторождения (левобережная часть), 1992г. Утверждена на техсовете объединения «Юганскнефтегаз» 11.06.1992г.

Рассмотрена возможность вовлечения в разработку пойменного участка №4, примыкающего с севера к разбуренной площади левобережья. Объекты разработки - горизонты А10, А11 и A12. Система разработки - линейная трехрядная. Плотность сетки - 25 га/скв.

По оперативной оценке СибНИИНП, запасы нефти этого участка составили:

- балансовые - 123209 тыс.т;

- извлекаемые - 23577 тыс.т;

- КИН - 0,191.

Балансовые запасы нефти на рассматриваемом участке составили 5.8% от запасов, числящихся на балансе ВГФ. Основная доля запасов приходится на горизонт А12 (71,1%). В горизонтах А10 и А11 содержится, соответственно, 15.7% и 13.2% от балансовых запасов. Был утвержден вариант с отклонением ствола скважин от вертикали при бурении на 1500 м. На горизонт А12 предусматривалось внедрение гидроразрыва пласта.

Проектные уровни в целом по всем горизонтам:

- добыча нефти - 747 тыс.т;

- добыча жидкости - 1478 тыс.т;

- добыча газа - 54.7 млн.н.куб.м;

- закачка воды - 1986 тыс.куб.м;

- темп отбора - 3.2%;

- общий проектный фонд скважин - 524, в том числе:

- добывающих - 290

- нагнетательных - 104

- резервных - 119

- контрольных - 11.

Для обеспечения большей надежности и экологической безопасности был рекомендован к внедрению вариант с применением импортной технологии ГРП и с использованием импортного оборудования для бурения скважин.

Для эксплуатации механизированного фонда скважин был рекомендован насосный способ с использованием штанговых, электроцентробежных, электродиафрагменных и гидропоршневых установок.

Был предложен вариант закачки воды непосредственно на кустах с использованием подземных вод апт-альб-сеноманского или неоген-четвертичного комплекса.

В период до конца 1996 года разработка осуществлялась на основании последних двух документов. На 01.01.1997 на месторождении было пробурено 523 скважины (из 704 проектных), в том числе 370 добывающих и 140 нагнетательных. Однако, в связи со сложным финансовым положением ОАО «Юганскнефтегаз», в 1996 г бурение скважин было приостановлено. Действующий добывающий фонд составляя 275 скважин, бездействующий - 181 скважину. Действующий нагнетательный фонд составлял по месторождению 41 скважину (нагнетательный фонд - 45 скважин). Таким образом, соотношение числа добывающих и нагнетательных скважин действующего фонда составляло 6-7 к 1, причем по горизонтам А11 и А12 это соотношение составляло 10-12 к 1. Из 275 скважин действующего фонда 91 скважина работала с дебитом нефти не более 1 т/сут, 178 скважин имели дебит менее 10 т/сут. Освоение месторождения шло медленными темпами, отставало и формирование системы заводнения.

6. Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации правобережной части Приобского месторождения, 1994 г. Утверждена ЦКР Минтопэнерго (протокол №1734 от 17.08.1994 г)

Первый отдельный проектный документ на разработку правобережной части. Утвержден вариант (2А) со следующими технологическими показателями и принципиальными положениями:

Проектные уровни:

- добыча нефти - 4.693 млн.т;

- добыча жидкости - 9.809 млн.т;

- добыча газа - 397 млн.н.куб.м;

- закачка воды - 12.868 млн.куб.м;

- фонд скважин - 814,

(в том числе для бурения) - 808

- добывающих - 400

- нагнетательных - 137

- резервных - 161

- контрольных - 16

- водозаборных - 94.

Выделение на стадии ОПР трех эксплуатационных объектов А10, А11 и A12 (опытный участок в расширенных границах). Применение по каждому из объектов блоковой трехрядной системы с размещением проектных скважин по треугольной сетке, с расстоянием между скважинами 500 м. Применение ГРП по объекту A12. Бурение скважин всех объектов со вскрытием горизонта A12. Строительство всех скважин по конструкции нагнетательных со спуском кондуктора ниже люлинворских глин (750 м). Давление на устье нагнетательных скважин - 18.0 МПа.

Способ эксплуатации скважин - механизированный (ЭЦН, ШГН).

Использование передовых зарубежных и отечественных технологий, технических средств и оборудования, обеспечивающих экологическую безопасность при бурении и качественное вскрытие продуктивных горизонтов.

В дальнейшем, по мере реализации указанных проектных документов СибНИИНП, выявлялись значительные несоответствия между запроектированными и фактическими показателями разработки, что вызвало необходимость в уточнении принятых решений. В первую очередь это коснулось таких проектных показателей, как динамика обводнения продукции, средний дебит скважин по жидкости и объем добычи жидкости. Так, согласно проекту, прогнозировался рост обводненности в целом по месторождению с 12% в 1992 г до 47 % в 1996 г, тогда как фактически в 1996 г она не превысила 3 %; средний дебит по жидкости составлял в 1993 - 96 г.г. от 7 до 11 т/сут вместо 14 т/сут по проекту, а годовая добыча жидкости была в эти годы в 2 - 2.5 раза ниже проектной.

Кроме того, со времени утверждения технологических схем к 1996-97 г.г. изменились представления о геологическом строении района, в том числе по результатам сейсморазведки ЗД. Появились новые геологические данные по участкам, как левого, так и правого берега.

Изменились и экономические условия. Использованные в предыдущих документах критерии и условия экономической оценки не соответствовали современному состоянию экономики, ценам, затратам и налогообложению.

Кроме того, за прошедший период времени появились и положительно зарекомендовали себя передовые технические решения в бурении (горизонтальные скважины, скважины с большим отходом от вертикали), методы вскрытия и освоения пластов, способы добычи и технологии увеличения производительности скважин, возможность внедрения которых не была рассмотрена должным образом в предыдущих документах. С 1995 г на месторождении стали применять технологию ГРП.

7. Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной эксплуатации левобережной части Приобского месторождения, включая пойменный участок №4, 1997 г. Документ утвержден ЦКР Минтопэнерго (протокол №2165 от 31.07.1997 г).

Были утверждены на 1997-98 г.г. следующие технологические решения и основные показатели разработки по варианту 2:

- добыча нефти: в 1997 г - 1019.4 тыс.т, в 1998 г - 1173.2 тыс.т;

- добыча жидкости: в 1997 г - 1043.0 тыс.т, в 1998 г - 1209.3 тыс.т;

- закачка воды: в 1997 г - 1184.6 тыс.куб.м, в 1998 г - 1390.3 тыс.куб.м.

Реализация по обоим участкам левобережья (разбуренному и пойменному) блоковой трехрядной системы с плотностью сетки 25 га/скв с переходом в дальнейшем на блочно-замкнутую систему. В зоне раздельного залегания пласта A12 - применение площадной семиточечной системы заводнения (плотность сетки - 25 га/скв).

Раздельная закачка воды в продуктивные горизонты, давление на устье нагнетательных скважин - 18.0 МПа.

Механизированный способ эксплуатации скважин (ЭЦН, ШГН).

Общий проектный фонд скважин:

- по разбуренной части - 523, в том числе:

- добывающих - 292

- нагнетательных - 162

- контрольно-пьезометрических - 69

по пойменному участку: по двум первоочередным кустам - 50, в том числе:

- добывающих - 29

- нагнетательных - 21

по семи зависимым кустам - 206, в том числе:

- добывающих - 117

- нагнетательных - 89.

8. Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной эксплуатации правобережной части Приобского месторождения, 1997 г. Документ утвержден Ханты-Мансийской ТКР (протокол №44 от 13.03.1998г).

В 1996 г в результате переинтерпретации выделения нефтенасыщенных толщин по правобережному участку их значения в целом сократились на 15.5%, в том числе по пласту А10 на 24%, по A11 - на 15.5% и по A12 - на 13.3%. По пласту A10 нефтенасыщенная толщина сократилась до 4.4 м, что сделало его выделение в самостоятельный объект разработки нецелесообразным. Требовалось также пересмотреть выделение других объектов в самостоятельные.

В результате рассмотрения документа был принят вариант 1, рекомендованный авторами, с возможным преобразованием в вариант 13 (с использованием горизонтальных скважин). Основные технологические показатели вариантов:

Показатели	Вариант 1 (рекомендуемый)	Вариант 13
Добыча нефти, тыс.т/год	3514	3897
жидкости, тыс.т/год	3890	4355
газа, млн.м3	228	253
Закачка воды, тыс.м3	6191	6872
Фонд скважин	350	350
из них добывающих	171	171
в том числе горизонтальных		24
нагнетательных	157	157
водозаборных	32	32
резервный фонд скважин	10-15%	10-15%

Система разработки - блоковая трехрядная с организацией поперечных разрезающих рядов на более поздней стадии, начальная плотность сетки - 25 га/скв. Выделение объектов разработки:

- в зоне залегания преимущественно одного пласта A11 (2/3 площади первоочередного участка) - один объект разработки;

- в зоне залегания одного, двух-трех пластов (1/3 площади участка) провести промышленный эксперимент по совместной добыче нефти из пластов А10, А11 и A12 при организации раздельной закачки воды в каждый пласт (кусты 201, 202, 203, 205, 206). Давление на устье нагнетательных скважин: пласты А10, А11 - 18.0 МПа, пласт А12 - 18.0-20.0 МПа; после проведения исследовательских работ давление скорректировать. Освоение скважин с применением ГРП. Бурение ряда скважин с эксплуатационной колонной диаметром 178 мм. Использование специальной конструкции низа НКТ позволит спускать глубинные приборы под ЭЦН и проводить геофизические исследования в работающей скважине. Строительство всех скважин по конструкции нагнетательных со спуском кондуктора ниже люлинворских глин (750 м). Способ эксплуатации скважин - механизированный (ЭЦН, ШГН).

3.2 Состояние разработки месторождения и фонда скважин

Сопоставление фактических показателей разработки и проектных показателей по месторождению в целом приводится в таблице З.1.

Сравнение фактических показателей разработки с проектными за 1997 и 1998 годы показывает их удовлетворительное совпадение. Фонд действующих добывающих скважин и среднесуточный дебит одной скважины по нефти в 1997 г даже превышали проектные уровни. Хорошее совпадение с проектом показывают динамика добычи нефти и обводненность. Хотя действующий фонд нагнетательных скважин почти на 30% отставал от проектного, за счет более высокой приемистости фактическая закачка воды обеспечивала уровень текущей компенсации значительно выше, чем по проекту (129% против 105.9% по проекту). Несмотря на положительные результаты сопоставительного анализа показателей разработки за период 1997-1998 гг, тем не менее с 1999 г отставание фактических показателей от проектных становится заметным. В частности, это можно проследить по динамике добычи нефти. Если в 1998 году отставание от проектного уровня составляло всего 4.8%, то в 1999 году было равно 29.9%. Фактический среднесуточный дебит нефти был равен в 1999 г 12.9 т/сут и не достигал запроектированного уровня на 16.5%.

Динамика добычи жидкости в целом повторяла динамику добычи нефти, поскольку средняя по месторождению обводненность очень низкая и менялась в рассматриваемом интервале времени в пределах от 1.9% до 3.4%. Прослеживалось также отставание от проектных величин фонда действующих добывающих скважин: в 1998 г факт/проект соотносятся как 319/326, а в 1999г - 385/407. Добывающий фонд скважин на конец 1999 года насчитывал 439 скважин против 475 по проекту. Действующий фонд добывающих скважин составлял 383 скважины, тогда как по проекту - 407. Начиная с 1998 г намечается существенное отставание ввода добывающих скважин в эксплуатацию от запроектированного уровня. Так, в 1998 г было введено в эксплуатацию 4 скважины вместо 35 по проекту, а в 1999 г - 48 скважин вместо 182.

Таким образом, низкие уровни добычи нефти являются прямым результатом отставания ввода добывающих скважин и низких дебитов нефти. Тем не менее, здесь уместно заметить что месторождение находится в начальной стадии разработки, и с опозданием осваиваются Пойма и Правобережная часть, где дебиты скважин по нефти достаточно высокие. Есть основание надеяться, что показатели разработки месторождения в ближайшее время могут достичь проектных уровней.

В таблице З.1 приведено сравнение проектных уровней показателей разработки Приобского месторождения с уровнями на 2000 г, рассчитанными с учетом плана разбуривания залежи и плана мероприятий по

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Показатели	1997 г	1998г	1999г	2000г
	Проект.	Факт.	Проект.	Факт.	Проект.	Факт.	Проек	Факт.
Добыча нефти всего ,тыс.т	1019	1062	1255	1195	2182	1530	3509	3138
Накопленная добыча нефти,тыс.т	4523	4566	5779	5761	7961	7291	11470	10430
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов , %	0,17	0,17	0,2	0,2	0,35	0,3	0,56	0,5
Обводненность среднегодовая (по массе) , %	2,3	1,9	2,9	3,4	4,2	3,1	4,0	2,0
Добыча жидкости, всего,тыс.т/год	1043	1083	1293	1238	2245	1585	3654	3203,0
Накопленная добыча жидкости, тыс.т	4592	4632	5885	5870	8130	7455	11784	10659
Закачка воды Накопленная,тыс.м3 годовая, тыс.м3/год	4906 1247	5228 1570	6435 1529	7400 2173	8130 1695	9847 2447	10420 2290	13096 3249,0
Компенсация отборов жидкостив пластовых условиях: текущая,% накопленная,%	100,0 90,0	102 8 80,3	105,9 92,0	129 90,7	95,8 85,0	107,7 96	43,7 66.5	76,1 92,2
Ввод добывающих скважин , шт.	0	7	35	4	82	48	101	76
Фонд добывающих скважин на конец года , шт. В т.ч. нагнетательных в отработке, Механизированных Новых	418 0 418 0	432 67 379 6	413 23 413 35	411 58 371 4	475 59 475 82	439 70 399 47	546 77 546 101	479 86 479 76
Перевод скважин на механизированную добычу ,шт.	30	29	35	11	82	53	101	76
Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года ,шт	76	58	112	69	131	94	151	127
Среднесуточный дебит одной добывающей скважины по нефти ,т/сут по жидкости,т/сут	10 10,2	11,7 11,9	14,5 14,6	11,6 12,1	15,3 15,9	12,9 13,5	23,9 24,8	24,1 24,6
Среднесуточный дебит новых скважин по нефти , т / сут по жидкости , т / сут	0 0	3,9 3,9	48 48	1,8 1,8	86,2 86,2	38,5 38,5	53,7 53,7	82,0 82,0
Среднесуточная приемистость нагнетательных скважин , м3/ сут	93,7	90	61,6	97	45,7	83,7	50,6	94,5

Интенсификации добычи нефти на этот год. В основу расчета положен обоснованный прогноз существенного возрастания фактического среднесуточного дебита скважин по нефти благодаря планируемому широкому внедрению ГРП. Осуществление запланированных мероприятий дает реальную возможность в 2000 году в значительной степени приблизиться и, возможно, достичь проектного уровня добычи нефти по месторождению в целом. Так, добыча нефти в конце 2000 года должна составить 3138 тыс.т (по проекту - 3509 тыс.т) при фонде действующих добывающих скважин равном 432 единицы (по проекту - 484 скважины). Средесуточный дебит нефти одной добывающей скважины будет равен 24.1 т/сут. Среднесуточный дебит новых скважин по нефти составит 82 т/сут против 53.7 т/сут по проекту.

3.3 Контроль за разработкой месторождения

Детальный анализ выработки запасов нефти из пластов Приобского месторождения в настоящее время представляет собой довольно сложную задачу в силу нескольких причин.

Во-первых, определение выработки запасов пластов затрудняется сложным строением продуктивных пластов Приобского месторождения и высокой степенью их неоднородности. В каждом эксплуатационном объекте (АС10, АС11, AC12) выделяется несколько продуктивных пластов, имеющих, как правило: неодинаковые фильтрационные свойства, небольшую эффективную толщину отдельных пропластков (0,3 - 6 м), высокую расчлененность (число проницаемых пропластков - до 15) и значительную анизотропию.

Во-вторых, несмотря на десятилетний период эксплуатации, месторождение находится еще в начальной стадии разработки:

- отобрано всего 10.3 % от НИЗ разбуренной части;

- достаточно значительный накопленный отбор нефти отмечался лишь по нескольким скважинам (к примеру, только 14-ти скважинами отобрано более 50 тыс. т нефти);

- средняя величина обводнения продукции скважин составляет 3.4 %, а количество скважин с обводнением более 30 % равняется 10.

И, наконец, дополнительным фактором, осложняющим контроль за выработкой запасов, является широкое использование для разработки совместных добывающих скважин, вскрывающих по два и три продуктивных горизонта.

В этих условиях основные выводы о выработке запасов нефти из пластов могут быть. сделаны на основе комплексного анализа показателей разработки месторождения и данных контроля за выработкой запасов (осуществляемого в ходе разработки), а также результатов специализированных детальных расчетов по отдельным зонам разрабатываемого блока месторождения (проведенных в процессе восстановления истории его разработки). Краткая характеристика используемых методов и представительность исходных данных указывает на высокую эффективность такой оценки выработки запасов нефти.

3.4 Вопросы выработки запасов

Контроль за выработкой запасов на Приобском месторождении по всем продуктивным пластам (АС10, АС11, АС12) осуществляется, в основном, с помощью промыслово-геофизических методов (ГИС). Из промыслово-геофизических методов используются: дебитометрия (расходометрия), термометрия, влагометрия, плотностнометрия, резистивиметрия, гамма-каротаж и импульсный нейтронный каротаж, локация муфт, а также барометрия. В ходе контроля за выработкой запасов на разрабатываемом участке решаются проблемы:

- оценки текущих параметров насыщения нефтью разрабатываемых пластов;

- определения характера распределения остаточных запасов нефти;

- оценки степени и характера истощения пластовой энергии;

- определения условий и особенности продвижения закачиваемых вод;

- исследования технологического состояния скважин;

- выделения работающих (принимающих) интервалов и поинтервальный замер дебитов жидкости и расходов воды;

- выявления степени охвата пластов воздействием рабочего агента;

- уточнения границ интервалов перфорации;

- определения минерализации воды, состава и плотности скважинного флюида;

- замеров температуры пласта и добываемой жидкости.

Преобладающим видом исследований скважин Приобского месторождения явились определения профиля притока и приемистости. Другие виды исследований, например такие, как определение технического состояния скважин и установление источника обводнения скважин, проводились в единичных случаях. Анализ проведения ГИС по годам в течение разработки месторождения показывает, что максимальный объем исследований был осуществлен в 1992 году .

4. Специальная часть

4.1 ГРП - как основной метод повышения нефтеотдачи на Приобском месторождении

Основным методом повышения нефтеотдачи пластов гидроразрыв пласта по Приобскому месторождению является гидроразрыв пласта. Работы по проведению ГРП на Приобском месторождении с 1993 по 1998 год проводились силами СП “ЮганскФракмастер”, а после ликвидации этого предприятия все работы, связанные с проведением мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов взяла на себя компания “Шлюмберже”. В 2000 г. дополнительная добыча от проведения 26 ГРП составила 217 тыс.тонн нефти. В 2001 г. планируется дополнительно получить 151 тыс.тонн нефти после проведения 16 ГРП. Кроме проведения гидроразрывов пласта на Приобском месторождении применялись и другие методы повышения нефтеотдачи пластов. За период с 1998 по 2000 год были проведены работы по увеличению нефтеотдачи пластов физико-химическими методами ( СКО + Нефрас) на 8 скважинах, дополнительная добыча составила 2,2 тыс.т. нефти. За счет проведения дострелов и приобщений на 19 скважинах дополнительная добыча нефти составила 11,5 тыс.т. Проведена комплексная обработка призабойной зоны (КОПЗ) в 12 нагнетательных скважинах.

4.2 Расчет основных параметров ГРП

Рассчитаем основные параметры гидроразрыва пласта в добывающей скважине №203 куст 101 левобережной части Приобского месторождения .

Глубина скважины	Lc	2639м
Вскрытая толшина пласта	h	22,2 м
Внутренний диаметр НКТ	dвн	0,0765м
В качестве жидкости разрыва и песконосителя
используется не фильтрующаяся амбарная
нефть плотностью		945 кг/м3
и вязкостью		0,285 Па*с
Предпологается закачать в скважину песка	Qп	10 т
Темп закачки	Q	0,020 м3/с
Агрегат		4АН-700
средняя проницаемость	к
модуль упругости пород	Е
коэффициент Пуассона		0,3
средняя плотность пород над прод. пластом

Используем агрегат 4АН-700.

Рассчитываем вертикальную составляющую горного давления по формуле:

,

где - плотность горных пород над продуктивным горизонтом,кг/м3 (=2600 кг/м3).

Ргв=2639 * 9,81 * 2600 *10-6=67,2 Мпа.

Принимая v = 0,3 ,рассчитваем горизонтальную составляющую горного давления по формуле :

Ргг = Ргв * v / ( 1 - v ) ,

где v - коэффициент Пуассона горных пород ( v = 0,2 - 0,3 ).

Ргг = 67,2 * 0,3 / ( 1 - 0,3 ) = 28,8 Мпа.

В данных условиях предположительно образуются вертикальные или наклонные трещины.

Рассчитываем забойное давление разрыва получено опытным путём.

Рзаб р = 40,27 Мпа.

Рассчитываем объёмную концентрацию песка в смеси bп по формуле:

bп = (Сп / рп ) / (Сп /рп +1) ,

Сп - концентрация песка в 1 м3 жидкости ,кг/м3 ( Сп = 250 - 300 кг/м3); рп - плотность песка , кг/м3 ( рп = 2500 кг/м3);

Принимая Сп = 275 кг/м3 получим :

bп = (275 / 2500) / (275/2500 + 1) = 0,11 / 1,11 = 0,1.

Плотность жидкости -песконосителя рассчитываем по формуле:

ржп =р”жп ( 1 - bп ) + рп * bп ,

где р”жп - плотность жидкости ,используемой в качестве песконосителя ,кг/м3 ;

ржп = 945 * (1- 0,1) + 2500 * 0,1 = 1100,5 кг/м3.

Вязкость жидкости с песком рассчитываем по формуле :

mжп = m”жп exp (3,18 bп ),

где m”жп - вязкость жидкости используемой в качестве песконосителя ,Па * с . mжп = 0,285 exp (3,18 * 0,1 )= 0,391 Па * с

Число Рейнольдса Re = 4* Q* ржп /( 3,14 * dвн * mжп ) :

Re = 4 * 0,020 * 1100,5 / (3,14 * 0,0765 * 0,391) = 937,37.

Коэффициент гидравлического сопротивления = 0,03.

Потери на трение рассчитываются по формуле

Р”тр = 8 * 0,03 * Q2 Lc * ржп / ( 3,142 * d5вн ),

Р”тр=8* 0,03* (0,02)2 * 2639 * 1100,5 / ( 3,142 * 0,07655 )= 10,79Мпа

Учитывая ,что Re = 12806 больше 200 ,потери на трение увеличиваются в 1,52 раза

Ртр = 1,52 * 10,79= 16,4 Мпа .

Давление на устье скважины при закачке жидкости -песконосителя находим по формуле :

Ру = Рзаб р - ржп g Lc + Ртр ,

Ру = 40,27 - 1100,5 * 9,81* 2639 * 10-6 +16,4 = 28,18 Мпа .

Необходимое число насосных агрегатов :

N = Ру Q /( Рр Qр К тс)+1,

где Рр рабочее давление агрегата ; Qр - подача агрегата при данном давлении ;

Ктс - коэффициент технического состояния агрегата ( К тс = 0,5 - 0,8 ).

При работе агрегата 4АН-700 на IV скорости Рр=29 Мпа, а Qр = 0,0146 м3/с.

N = [28,18 * 0,02 / ( 29 * 0,0146 * 0,5 )]+ 1 = 4.

Объём продавочной жидкости Vп находим по формуле:

Vп = 0,785 d2вн Lc

Vп = 0,785 * 0,07652 * 2639 = 12,12 м3 . Объём жидкости для осуществления гидроразрыва находим по формуле:

Vж = Qп / Сп = 10000 / 275 = 36,36 м3

Суммарное время работы одного агрегата 4АН-700 на скорости:

t = ( Vж + Vп ) / Qр ,

t =(36,36 + 12,12) / 0,0146 = 56 мин.

В случае разрыва пласта нефильтрующейся жидкостью раскрытость трещины рассчитываем по формуле :

= 4(1-v2 )/(Рзаб р - Ргг )/Е ,

где Е- модуль упругости пород ( Е= (1 - 2) 104 Мпа.

= 4 (1-0,32 )/(40,27 - 28,8)/ 1* 104 = 0,017 м или 1,7 см

длина трещины :

I = =22,8 м,

4.3 Результаты проведения ГРП на Приобском месторождении

Особое внимание на этапе подготовительных работ к проведению ГРП уделяется выбору скважин. Проводится тщательный анализ геолого-физических и промысловых характеристик пласта и скважин. При рассмотрении геологических особенностей учитывается, прежде всего, неоднородность пласта по простиранию, которая после проведения ГРП может обеспечить высокую эффективность (в результате приобщения к разработке новых высокопродуктивных изолированных зон).

ТОО НТФ “Тюменнефтеотдача” (дочернее предприятие АООТ”СибНИИНП”) начиная с 1993 года ежегодно в рамках сотрудничества с АОЗТ “Юганскфракмастер” проводит анализ выполняемых “ЮФМ” работ в области применения ГРП на месторождениях “Юганскнефтегаза”. Данные показывают:

дополнительная добыча нефти от применения ГРП “ЮФМ” и “Шлюмберже” на Приобском месторождении составила на 1.01.2000 года 28608 тыс. тонн нефти. Удельная эффективность (эффект на 1 ГРП) - в среднем 9720 тонн;

эффективность влияния ГРП на увеличение дебитов - 94%, причем на 12 пластах она составила 100%, а по 18 пластам - более 90%. Эффективность влияния ГРП на нефтеотдачу колеблется в пределах 15-30%;

средний дебит одной скважины после ГРП по нефти увеличился в 3,6 раза. Увеличение дебита не наблюдается только в единичных случаях;

кратность увеличения дебитов по нефти лежит в диапазоне 0,2-11,3 раза;

продолжительность эффекта проведения ГРП варьируется по различным месторождениям в широких пределах - от 0 до 5 лет и более.

Широкомасштабное применение ГРП на отдельных объектах оказывает значительное влияние на улучшение основных показателей разработки данных месторождений. Так, текущий коэффициент нефтеотдачи увеличился на 0,38-3,1% по сравнению с базовым (т.е. без применения ГРП). Дополнительная добыча нефти от ГРП составляет от 16 до 60% от всей добычи по данным объектам.

5. Охрана труда

5.1 Охрана труда на предприятии

В целях установления единых требований к организации работы в области охраны труда и промышленной безопасности, включая контроль за соблюдением законодательных и иных нормативных актов об охране труда и промышленной безопасности нефтяной компанией “ЮКОС” разработано и утверждено "Положение об организации работы по охране труда на предприятиях НК "ЮКОС". Цель политики на предприятии в области охраны труда - создание безопасных, благоприятных условий труда работникам, предупреждение несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний.

...