Анализ эффективности Абдуловского и Усень-Ивановского месторождения

Залежь 6 выявлена на Рятамакском участке эксплуатационными скважинами 2278, 2283. В скв. 2278 подошва нефтенасыщенного пласта вскрыта на отметке -1698,3 м, а в скв. 2283 вскрыт ВНК на отметке -1708,8 м. Опробование проводилось только в скв. 2278. Испытателем пластов был опробован интервал -1689,8-1697,1 м и получено нефти 2,7 м³/сут и воды 1,1 м³/сут. Водоносная часть пласта вскрыта окружающими скважинами 51 КГБ, 71 КГБ, 2280 соответственно на отметке -1710,3; -1713,6; -1710,0 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 1,8x1,1 км, высота 14,8 м.

По пласту тиманского горизонта Усень-Ивановского месторождения установлено две залежи нефти.

Залежь 1 литологически ограниченная с размерами 1,5x3,6 км, высота 12,1 м. Промышленная нефтеносность установлена в 19 скважинах (2 разведочные и 17 эксплуатационных) с нефтенасыщенными толщинами от 1,2 до 7,6 м, средневзвешенная толщина по залежи составляет 3,3 м. Начальное пластовое давление, замеренное в скв. 7УИВ и 41 ИСМ, на кровлю пласта составило 19,4 МПа.

Залежь 2 установлена скв. 1УИВ с нефтенасыщенной толщиной 6,8 м, средневзвешенная толщина равна 3,9 м. Залежь структурная, пластовая с размерами 1,0x1,3 км, высота 12,1 м. ВНК принят на 3 м ниже подошвы нефтенасыщенного пласта на абсолютной отметке -1703,0 м.

Упруговодонапорный характер подземных вод определяет упруговодонапорный режим нефтяных залежей Абдулловского и Усень-Ивановского месторождений. Подтверждением этому выводу оказались исследования, проведенные на скважинах месторождений. Движение жидкости в пласте к забоям скважин происходит за счет напора законтурных вод и упругих свойств пластов и пластовых флюидов. Режим залежи является упруговодонапорным.

Начальное пластовое давление по пласту DIV Абдулловского месторождения составляет 17,8 МПа. Температура пласта в отложениях составляет 30⁰С.

Начальное пластовое давление по пласту тиманского горизонта Усень-Ивановского месторождения составляет 16,6 МПа. Температура пласта в отложениях составляет 36,5⁰С.

2. Состояние разработки площади

2.1 Фонд скважин

По состоянию на 1.01.2010 года на Абдулловском месторождении пробурено 306 скважин. Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 191 (в том числе 176 действующих, в освоении после бурения - 2), эксплуатационный фонд нагнетательных скважин - 7 (в том числе действующих - 3, в освоении после бурения - 3). Временно находятся в консервации - 1 скважина, в пьезометрическом фонде находится 16 скв, водозаборных - 7 скважин, ликвидированных - 84 скважины. Такое большое количество ликвидированных скважин объясняется сложным геологическим строением месторождения и маленькими размерами залежей. 59 из 84 ликвидированных скважин - разведочные; ликвидировано после эксплуатации - 7 скважин, все по причине обводненности и отсутствия объекта возврата.

По пласту DIV пробурено 97 добывающих и 2 нагнетательные скважины. Действующий фонд добывающих скважин - 28 шт, нагнетательных - 1 шт.

Практически весь фонд добывающих скважин эксплуатируется штанговыми насосами, за исключение четырех скважин, которые оборудованы ЭЦН и одной скважины - УЭДН.

В целом по месторождению большая часть скважин имеет текущую накопленную добычу до 7 тыс.т. такая картина сформировалась из-за основных объектов разработки: пластов кизеловского горизонта и DIV, где наблюдается такое же распределение фонда скважин по накопленной добыче нефти. Надо отметить, что по пласту кизеловского горизонта скважины в данном диапазоне накопленной добычи нефти имеют текущую обводненность до 60 %, а в диапазоне накопленной добычи нефти: 7 тыс. т и выше скважины имеют текущую обводненность менее 50 %. По пласту DIV распределение скважин по накопленной добыче довольно равномерное по всему диапазону и количество скважин с накопленной добычей в интервалах до 7 тыс. т и от 7 и выше тыс. т примерно одинаково, что свидетельствует о лучших коллекторских свойствах пласта DIV по сравнению с кизеловским горизонтом. В целом по месторождению с дебитом менее 3 т/сут работает 68,2 % фонда скважин. С обводненностью до 50 % работает 48,3 % скважин, 51 % фонда скважин работают с дебитом по нефти менее 1 т/сут.

Таблица 2 - Характеристика фонда скважин Абдулловского месторождения

Наименование	Характеристика фонда скважин	Пласт DIV	Месторождение в целом
1	2	3	4
Фонд добывающих скважин	Пробурено Возвращены с других горизонтов Переведены на другие горизонты Всего, в т.ч. Действующие В т.ч. ЭЦН ШГН Бездействующие В освоении после бурения В консервации Эксплуатационный фонд Переведены в нагнетательные Ликвидированные В ожидании ликвидации Переведены в специальные	97 - 7 90 28 2 22 2 - - 30 - 54 - 6	300 15 15 300 176 5 167 13 2 1 191 1 84 - 23
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено Переведены из добывающих Возвращены с других горизонтов Всего, в т.ч. Действующие Бездействующие В консервации В освоении после бурения Ликвидированные	2 - - 2 1 - - 1 -	6 1 - 7 3 1 - 3 -
Фонд специальных скважин	Всего Пробурено Переведены из добывающих Пьезометрические Водозаборные	6 - 6 6 -	23 - 23 16 7
	Итого пробурено	99	306

Таблица 3 - Распределение фонда скважин по пласту DIV Абдулловского месторождения по дебитам жидкости и обводненности

Дебит по жидкости, т/сут	Обводненность продукции, %
	0-30	30-50	50-80	80-90	больше 90	Всего
1	2	3	4	5	6	7
от 0,0 до 1,0	3	0	0	0	0	3
от 1,0 до 3,0	4	1	1	0	0	6
от 3,0 до 5,0	8	0	4	1	0	13
от 5,0 до 10,0	2	2	0	0	0	4
больше 10,0	0	0	0	0	2	2
Всего	17	3	5	1	2	28

По состоянию на 01.01.2014 г. на Усень-Ивановском месторождении пробурено 26 скважин. Эксплуатационный фонд добывающих скважин насчитывает 20 скважин, в том числе 18 действующих. Все скважины эксплуатируются установками ШГН. В эксплуатационном нагнетательном фонде находится 1 скважина, действующая. Фонд специальных скважин составляет 1 водозаборная скважина. На месторождении ликвидировано 4 скважины. Все ликвидированные скважины разведочные.

Фонд скважин малодебитный. В интервале дебитов от 0,1 до 0,5 т/сут работают 7 скважин (38,9 % действующего фонда), от 0,5 до 1,0 т/сут - 4 скважины (22,2 % действующего фонда), от 1,0 до 3,0 т/сут - 4 скважины (22,2 % действующего фонда), от 3,0 до 5,0 т/сут - 2 скважины (11,1 % действующего фонда) и более 5 т/сут - 1 скважина (5,6 % действующего фонда). Начальный дебит жидкости четырех первых разведочных скважин составлял от 6,2 до 14,8 т/сут. Снижение дебита связано с засорением ПЗП и падением пластового давления в литологически экранированной залежи пласта тиманского горизонта.

Обводненность скважин месторождения изменяется от 20,1 до 34,2 %.

Распределение скважин по накопленной добыче нефти: в интервале от 0 до 5 тыс. т накопленной добычи находятся 8 скважин (38,1 % перебывавших в эксплуатации скважин), от 5 до 10 тыс. т - 7 скважин (33,3 %), от К) до 50 тыс. т - 6 скважин (28,6 %). Максимальная накопленная добыча 37,1 тыс. т получена скв. 41ИСМ, эксплуатирующей тиманский горизонт. геологический абдулловский месторождение

Таблица 4 - Характеристика фонда скважин Усень-Ивановского месторождения

Наименование	Характеристика фонда скважин	Тиманский горизонт	По месторождению
1	2	3	4
Фонд добывающих скважин	Пробурено Возвращено с других горизонтов Всего В том числе: действующие из них: фонтанные ЭЦН ШГН бездействующие в освоении после бурения в консервации наблюдательные переведены под закачку переведены на другие горизонты в ожидании ликвидации ликвидированные	25 - 25 17 - - 17 2 - - - 1 1 - 4	26 - 26 18 - - 18 2 - - - 1 1 - 4
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено Возвращено с других горизонтов Переведены из добывающих Всего, в том числе: под закачкой бездействующие в освоении в консервации пьезометрические в отработке на нефть водозаборные переведены на другие горизонты в ожидании ликвидации ликвидированные	- - 1 - 1 - - - - - - - - -	- - 1 - 1 - - - - - - - - -
Фонд специальных скважин	Пробурено Возвращено с других горизонтов Всего Водозаборные	- - - -	- 1 1 1
	Всего пробурено	25	26

Таблица 5 - Распределение фонда скважин по пласту тиманского горизонта Усень-Ивановского месторождения по дебитам жидкости и обводненности

Дебит по жидкости, т/сут	Обводненность продукции, %
	0-10	0-30	30-50	больше 50	Всего
1	2	3	4	5	6
менее 5,0	-	15	1	-	16
от 5,0 до 25,0	-	-	1	-	1
Более 25,0	-	-	-	-	0
Всего	-	15	2	-	17

Добыча нефти

Абдулловское месторождение находится в третьей стадии разработки.

По пласту DIV Абдулловского месторождения накопленный отбор нефти составил 1185,6 тыс. т или 18,6% от балансовых запасов и 43,5% от НИЗ. Темп отбора от НИЗ - 0,6%, от ТИЗ - 1,1%. Текущий дебит одной добывающей скважины по нефти - 2,5 т/сут.

По пласту DIV отмечается наибольшая эффективность - текущий коэффициент нефтеотдачи 18,6%.

В 2001 г. добыча нефти составила 11 тыс.т. Анализируя последние 13 лет разработки пласта DIV Абдулловского нефтяного месторождения (2001-2014г.г.) изначально прослеживается интенсивный рост добычи нефти за счет увеличения отборов жидкости скважин путем изменения их режима работы при снижении обводненности продукции, а также увеличения фонда добывающих скважин. С 2006 г. по 2008 г. добыча нефти резко снижается за счет повышения показателя обводненности скважин. В период 2008-2009 г.г. добыча нефти продолжает падать, однако причиной является снижение добычи жидкости, причем показатель обводненности уменьшается. К 2014 г. наблюдается увеличение добычи нефти за счет увеличения добычи жидкости путем увеличения фонда добывающих скважин, и на 2014 г. добыча нефти составила 26 тыс. т.

Усень-Ивановское месторождение находится в третьей стадии разработки.

Тиманский горизонт является основным объектом месторождения. На 01.01.2014 г. по объекту отобрано 195,3 тыс. т нефти, что составляет 9,1% от НИЗ и 88,1% от всей добычи месторождения. Текущий коэффициент нефтеотдачи 8%.

В 2001 г. добыча нефти составила 8,1 тыс.т. Анализируя последние 10 лет разработки тиманского горизонта Усень-Ивановского нефтяного месторождения (2001-2010 г.г.) изначально прослеживается интенсивный рост добычи нефти за счет снижения обводненности продукции. С 2002 г. по 2003 г. добыча нефти увеличивается незначительно, но за счет увеличения добычи жидкости. В период 2003-2005 г.г. наблюдается снижение добычи нефти за счет обводненности продукции, а с 2005 г. до 2007 г. добыча нефти резко падает в связи со снижением добычи жидкости и с продолжительной обводненностью продукции. В период 2007-2008 г.г. наблюдается увеличение добычи нефти за счет увеличения добычи жидкости, в дальнейшем с 2008 по 2009 г. добыча снижается за счет увеличения обводненности и к 2014 г. добыча нефти резко снижается за счет аналогичного снижения добычи жидкости и добыча нефти составила 6,2 тыс. т.

Добыча жидкости, обводненность продукции

По пласту DIV Абдулловского месторождения дебит одной добывающей скважины по жидкости - 7,7 т/сут. Обводненность продукции - 68%.

В 2001 г. добыча жидкости составила 80 тыс.т., а обводненность продукции - 87%. Анализируя последние 13 лет разработки пласта DIV Абдулловского нефтяного месторождения (2001-2014 г.г.) изначально прослеживается снижение добычи жидкости за счет уменьшения фонда добывающих скважин при снижении обводненности продукции. С 2002 г. до 2006 года наблюдается плавный рост добычи жидкости за счет увеличения фонда добывающих скважин, обводненность же при этом снижается (возможно, за счет успешных результатов проведения ГТМ на определенных скважинах). В период 2006-2008 г.г. добыча жидкости резко повышается за счет увеличения фонда добывающих скважин и параллельно с этим изменением режимов работы скважин на более производительный уровень, что сказалось, очевидно, на резкий рост обводненности продукции. В дальнейшем добыча жидкости падает с целью снижения обводненности продукции, и к 2014 г. добыча снова увеличивается с параллельным увеличением обводненности продукции до 74 тыс. т при 69% обводненности.

По тиманскому горизонту Усень-Ивановского нефтяного месторождения накопленная добыча жидкости составляет 224,6 тыс. т, дебит одной добывающей скважины по жидкости - 1,6 т/сут. Обводненность продукции скважин по объекту 26,9%.

В 2001 г. добыча жидкости составила 9,2 тыс.т., а обводненность продукции - 11,9%. Анализируя последние 10 лет разработки тиманского горизонта Усень-Ивановского нефтяного месторождения (2001-2014 г.г.) изначально прослеживается увеличение добычи жидкости за счет изменения режима работы скважин при увеличении обводненности продукции. С 2005 г. по 2007 г. наблюдается резкое снижение добычи жидкости за счет уменьшения фонда добывающих скважин, обводненность при этом практически не изменялась. В период 2007-2009 г.г. добыча жидкости резко увеличивается за счет изменения режима работы скважин, а также за счет проведения различных ГТМ при увеличении обводненности. К 2014 году добыча жидкости снизилась, что позволило снизить и обводненность продукции, и составила 8,6 тыс. т при 27,5% обводненности.

Оценка остаточных запасов по площади.

Основным объектом разработки Абдулловского месторождения является пласт DIV. В нем сосредоточено 6381 тыс. т балансовых запасов.

С начала разработки по месторождению отобрано 1185,6 тыс. т нефти. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,186. Проектный коэффициент нефтеотдачи составляет 0,31. Процент отбора от НИЗ составил 43,5% при среднегодовой обводненности 68%, что свидетельствует об удовлетворительном состоянии разработки месторождения.

Основным объектом разработки Усень-Ивановского месторождения является тиманский горизонт. В нем сосредоточено 2770 тыс. т балансовых запасов. С начала разработки по месторождению отобрано 195,3 тыс. т нефти. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,08. Проектный коэффициент нефтеотдачи составляет 0,17. Процент отбора от НИЗ составил 9,1 % при среднегодовой обводненности 26,9%, что свидетельствует об удовлетворительном состоянии разработки месторождения.

Анализируя карты разработки пласта DIV Абдулловского месторождения и тиманского горизонта Усень-Ивановского месторождения, можно сделать вывод, что выработка запасов по площади идёт неравномерно по причине плохих коллекторских свойств и высокой степени неоднородности пород, наличия зон отсутствия коллекторов и плотности сетки добывающих скважин. В пластах остается значительная часть неизвлекаемых запасов, которые удерживаются в недрах за счет межмолекулярных сил и др. Разработка таких запасов станет возможной при внедрении новых технологий извлечения нефти из пласта, позволяющих повысить перспективы месторождений.

3. Причины ухудшения фильтрационно-емкостных свойств ПЗП

Загрязнение призабойной зоны пласта существенно влияет на производительность скважин, проницаемость пласта, определяемую по результатам гидродинамических исследований.

Высокое фильтрационное сопротивление в призабойной зоне скважины может быть обусловлено геологическими характеристиками нефтяного пласта, физико-химическими свойствами добываемой жидкости (высоковязкие и высокопарафинистые нефти) или факторами, вызывающие частичную закупорку микроканалов в пористой среде и, соответственно, ухудшающие проницаемость призабойной зоны скважины в процессе различных технологических операций.

К таким технологическим операциям можно отнести:

- бурение скважины и цементирование обсадной колонны;

- освоение и глушение скважин (с применением промывочных жидкостей ПЖ и жидкостей глушения ЖГС);

- перфорация;

- гидравлический разрыв пласта (ГРП);

- ремонтно-изоляционные работы (РИР);

- эксплуатация скважины и др.

Во время вскрытия продуктивного пласта бурением происходит проникновение глинистых частиц из бурового раствора в проводящие фильтрационные каналы породы. Как правило, продуктивные пласты вскрываются при давлениях, значительно превышающие пластовое. Для предотвращения нефтегазопроявлений при бурении приходиться создавать гидростатическое давление столба жидкости (бурового раствора) значительно превышающее пластовое давление. Величина гидростатической репрессии зависит от плотности бурового раствора, высоты столба жидкости и пластового давления.

Помимо гидростатического давления столба жидкости при бурении могут возникать гидродинамические репрессии на пласт, часто имеющие пульсирующий характер. Они возникают при спускоподъемных операциях, пульсирующей подачи жидкости, остановке насоса, образовании сальника в затрубном пространстве и на долоте. Установлено, что гидродинамический перепад давления повышается с глубиной спуска бурильной колонны, увеличением скорости спуска колонны, ростом числа спускоподъемных операций. Особенно высокие значения гидродинамических давлений возникают в процессе быстрого спуска бурильной колонны, и они могут достигать 4-10 МПа. Набухание глинистых частиц представляет собой достаточно сложное явление, возникающее при проникновении в пласт пресной воды или воды другой минерализации. Оно происходит в результате нарушения физико-химического равновесия между глиной, пластовой водой и водой, проникающей в пласт по какой либо причине.

В определенных условиях при соприкосновении воды с нефтью и нефти с водой могут происходить флокуляция и оседания твердых частиц в призабойной зоне и постепенная закупорка порового пространства. Взвешенные вещества могут отлагаться в виде пленки на внутренней поверхности порового пространства. Такое явление наблюдается как во время вскрытия нефтяного пласта, так и в процессе освоения скважины с применением воды или глинистого раствора. Вследствие этого образуется корка, на стенках ствола скважины состоящая из твердых частиц бурового раствора с размерами большими, чем поры продуктивного пласта, и, следовательно, не проникающих в каналы пористой среды. Фильтрация воды из глинистого раствора в продуктивный пласт происходит, когда размеры поровых каналов породы намного меньше размеров твердых частиц, диспергированных в растворе.

В процессах капитального и подземного ремонтов скважин в качестве жидкостей глушения (ЖГ) чаще всего применяются вода или глинистый раствор. Если нефтяной коллектор имеет низкую проницаемость, а также характеризуется содержанием глинистых фракции, то физический контакт жидкости глушения (ЖГ) с породой пласта приводит к образованию в призабойной зоне мелких песчинок и ила. При определенных условиях они закупоривают часть порового пространства породы. Тот же эффект может наблюдаться в процессе освоения скважины, когда в качестве промывочной жидкости используют воду или жидкость на водной основе.

Основываясь на теоретические и лабораторные исследования, и на промысловые данные было выявлено, что засорение фильтрационных каналов породы твердыми частицами глинистого раствора, частицами выбуренной породы, песком, илом и т.д., в процессе вышеперечисленных технологических операций снижают относительную проницаемость для нефти в 5-6 раз. При этом большое влияние оказывает глубина проникновения фильтрата бурового раствора.

Таким образом, если в пласте с проницаемостью 0,020 мкм² она уменьшилась до величины 0,001 мкм² в радиусе 25 см, то продуктивность скважины снижается не только в 20 - 50 раз, но и больше и на значительно большем радиусе. Такие случаи отмечаются при освоении новых скважин, когда они могут быть пущены в эксплуатацию с промышленными дебитами только после обработок по ликвидации загрязнения.

3.1 Технология проведения ГРП по воздействию на ПЗП

1) Геологической службой управления составляется информация установленной формы для расчета ГРП.

2) Составляется программа проведения ГРП по результатам расчета на ЭВМ.

3) На территории скважины подготавливается площадка для размещения оборудования и агрегатов по ГРП.

4) Устанавливается специальное устьевое оборудование на скважине.

5) Мастер КРС передает скважину ответственному по ГРП соответственно акта для проведения ГРП установленной формы.

6) Размещение агрегата и оборудования производится инженером ГРП согласно приложенной схеме.

7) Проводится испытание на герметичность устьевого оборудования, манифольдов и соединений нагнетательных линий от агрегатов к скважине под давлением 70 МПа в течении 10 мин.

8) При установлении герметичности соединений в скважину подается чистая загеленная жидкость разрыва для осуществления ГРП. Свидетельством достижения разрыва является увеличение приемистости скважины по диаграмме на компьютере.

9) После достижения разрыва в скважину, согласно программе, нагнетается от 10 до 40 м³ чистой загеленной жидкости разрыва.

10) За жидкостью разрыва производится закачка загеленной жидкости с подачей расчетной дозы пропанта от 100 до 900 кг/м³ до определенной стадии объема закачки по намеченной программе при давлениях до 45 МПа. Для закрепления трещин закачивается 4-30 т пропанта.

11) Непосредственно за смесью пропанта и жидкости закачивается жидкость продавки в объеме до кровли пласта. Управление процессом ГРП осуществляется с пульта управления и по радиосвязи.

12) Темп нагнетания жидкости выдерживается расчетный, в пределах 3-7 м³/мин. в зависимости от геолого-промысловых данных пласта.

13) Скважина оставляется на распад геля, на 24 часа под остаточным давлением, с регистрацией изменения давления в виде графика на ЭВМ.

14) В процессе ГРП ведется непрерывная регистрация следующих параметров: давления нагнетания, темпа закачки, затрубного давления, количества пропанта, плотности жидкости, количества химреагентов. Регистрация параметров ведется одновременно в виде графика на экране ЭВМ, записи в памяти ЭВМ, записи на дискету, распечатки на принтере и записи в таблицу данных. Выдача документации по ГРП с ЭВМ производится в форме: сводки ГРП, графиков изменения параметров в процессе ГРП, графика изменения остаточного давления после ГРП.

Гидравлический разрыв пласта - в скважине, выбранной для ГРП, определяется дебит (приемистость), забойное и пластовое давление, содержание воды в добываемой продукции и газовый фактор. Осуществляются мероприятия по очистке забоя и ПЗП.

Хорошие результаты дает предварительная перфорация в узком интервале пласта, намеченном для ГРП. Для этих целей применяется кумулятивную или гидропескоструйную перфорацию. Такие мероприятия снижают давление разрыва и повышают его эффективность.

Проверяется герметичность эксплуатационной колонны и цементного кольца. Спускают НКТ (как можно большего диаметра для уменьшения потерь давления) с пакером и якорем. Пакер устанавливается на 5-10 м выше разрываемого пласта против плотных непроницаемых пород (глина, аргиллит, алевролит). Ниже пакера устанавливаются НКТ (хвостовик). Длину хвостовика выбирают максимальной возможной для того, чтобы песок двигался к трещине и не выпадал в зумпф скважины.

Промывают и заполняют скважину до устья собственной дегазированной нефтью в нефтяных добывающих и нагнетаемой водой - в нагнетательных скважинах. После посадки пакера, опрессовку его производят путем закачки нефти или воды в НКТ при открытом затрубном пространстве. При обнаружении пропусков в пакере его срывают и производят повторную посадку и опрессовку. Если и в этом случае не достигается герметичность пакера, то его заменяют или изменяют место посадки.

Оборудование, необходимое для ГРП, расставляется персоналом бригады ГРП на площадке перед скважиной согласно технологической схемы, производится обвязка оборудования трубопроводами (для низкого давления мягкими рукавами, для высокого давления - стальными трубами) между собой, емкостями и скважиной. После закрепления всех трубопроводов производится их опрессовка на давление ожидаемое рабочее плюс коэффициент запаса, зависящий от величины ожидаемого рабочего (например, при ожидаемом рабочем давлении более 65 МПа, коэффициент запаса будет равен 1,25). Производится приготовление рабочей жидкости разрыва путем перемешивания технологической жидкости, находящейся в емкостях, с химическими реагентами, повышающими вязкость. Продолжительность подготовки жидкости разрыва зависит от ее объема, качества и температуры.

Процесс ГРП начинается с закачки жидкости разрыва в скважину с расходами и давлением, соответствующим рабочему проекту. Разрыв пласта отмечается падением давления закачки и увеличением приемистости скважины

После разрыва пласта для увеличения приемистости скважины увеличивают расход жидкости и поднимают давление разрыва. При получении величины трещины, соответствующей проектной, начинается закачка расклинивающего материала в трещину для ее закрепления. Эта стадия проходит при максимальных давлениях и производительности для обеспечения максимального раскрытия созданных трещин.

Непосредственно после закачки расклинивающего материала без снижения темпов производится его продавка в пласт чистой жидкостью в объеме, равном объему труб; затем останавливаются все агрегаты, закрывается устьевая задвижка, и скважина не менее суток находится на распределении давления и распаде геля.

Во время процесса ГРП в затрубном пространстве скважины поддерживается давление от 80 до 130 МПа с целью уменьшения перепада давления на НКТ и пакер.

Все параметры ГРП (давление на насосных агрегатах, мгновенные и накопленные расходы жидкости и закрепляющего материала, давление в затрубном пространстве, суммарный расход жидкости, плотность смеси) выводятся на станцию контроля и управления процессом и регистрируются в памяти компьютеров.

3.2 Анализ эффективности ГРП по воздействию на ПЗП

В конце октября 2014 года компанией «ПетроАльянс» был проведен гидроразрыв пласта на 2 скважинах Абдулловского месторождения (песчаники пласта DIV) и на 2 скважинах Усень-Ивановского месторождения (песчаники тиманского горизонта).

Среднесуточный дебит скважины №2218 Абдулловского месторождения после ГРП составил 13,9 т/сут, что составляет 230% прироста (9,7 т/сут) от 4,2 т/сут дебита скважин до ГРП. Обводненность скважины увеличилась от 11% до 25%.

Среднесуточный дебит скважины №1802 Абдулловского месторождения после ГРП составил 16,4 т/сут, что составляет 156% прироста (10 т/сут) от 6,4 т/сут дебита скважин до ГРП. Обводненность скважины увеличилась от 13% до 20%.

На Абдулловском месторождении в результате проведения ГРП приросты дебитов сопровождаются увеличением обводненности добывающих скважин. Дебиты нефти после ГРП вне зоны влияния закачки значительно выше дебитов нефти в зоне влияния закачки, в то время как дебиты жидкости одинаковы. Следовательно, в этом районе система ППД не оказывает положительного влияния на эффективность ГРП, к тому же в районе зоны влияния закачки трещины разрыва попадают в зону заводнения, в результате чего вместо ожидаемого прироста дебита нефти происходит, в основном прирост дебита воды.

Эффективность применения технологии гидравлического разрыва пласта определялась путем определения прироста фактической добычи нефти над базовым уровнем.

По месторождению за счет мероприятия ГРП на двух скважинах дополнительно получено 1613 т нефти.

Среднесуточный дебит скважины №1789 Усень-Ивановского месторождения после ГРП составил 17,2 т/сут, что составляет 182% прироста (11,1 т/сут) от 6,1 т/сут дебита скважин до ГРП. Обводненность скважины увеличилась от 25% до 35%.

Среднесуточный дебит скважины №1793 Усень-Ивановского месторождения после ГРП составил 14,8 т/сут, что составляет 190% прироста (9,7 т/сут) от 5,1 т/сут дебита скважин до ГРП. Обводненность скважины увеличилась от 25% до 35%.

На Усень-Ивановском месторождении в результате проведения ГРП отмечается высокий прирост дебита нефти и незначительное повышение обводненности продукции скважины с 25 до 35 %. В этом случае созданные трещины позволили подключить к работе ранее недренируемые чисто нефтяные пропластки.

По месторождению за счет мероприятия ГРП на двух скважинах дополнительно получено 1703 т нефти.

3.3 Сравнительная эффективность ГРП по воздействию на ПЗП в зависимости от геологических условий

Эффективность ГРП по воздействию на ПЗП напрямую зависит от следующих геологических факторов:

- литологическая характеристика пласта, а именно тип коллектора, степень сцементированности зерен, степень трещиноватости и кавернозности, степень глинистости. Из опыта ГРП по России известно, что наибольший эффект от проведения операций ГРП получается в карбонатах или сильно сцементированных песчаниках с низким содержанием глин и малой степенью трещиноватости. Неуспешные операции ГРП определялись некоторыми признаками и один из первых это разрушение глинистых экранов и, как следствие резкое, увеличение обводненностью скважин. Наличие в пласте трещин ставит под угрозу выполнение ГРП, так как возможен уход жидкости разрыва в естественные трещины и мы не получим никакого эффекта.

- литологическая неоднородность, характеризующаяся коэффициентами песчанистости, расчлененности, анизотропии. Большой эффект получается при воздействии на однородный пласт с низким коэффициентом анизотропии по проницаемости.

- физические свойства пласта (пористость, проницаемость). Эффект будет положительным в пластах с низкими фильтрационными характеристиками, так как при высоких данных характеристиках нет смысла проводить ГРП.

- наличие газовой шапки и подошвенной воды. При их близости ставится под сомнение успешность ГРП. Известно также, что во избежание прорыва воды не рекомендуется осуществление ГРП в случаях, когда раздел между продуктивным и водоносным горизонтами менее 10 м.

Рис. 3.1 - Изменение технических и геологических показателей в результате проведения ГРП

После проведения ГРП в скважине №1802 Абдулловского месторождения дебит нефти изменился с 6,4 т/сут до 16,4 т/сут, чему способствовало увеличению пористости до 0,151 и проницаемости 0,164 мкм² в призабойной зоне пласта. Обводненность продукции увеличилась незначительно, поскольку после проведения ГРП увеличилась дренируемая зона пласта и в скважину стала поступать больше воды, чем ранее.

После проведения ГРП в скважине №2218 Абдулловского месторождения дебит нефти изменился с 4,2 т/сут до 13,9 т/сут, чему способствовало увеличению пористости до 0,16 и проницаемости 0,166 мкм² в призабойной зоне пласта. Однако стоит заметить, что обводненность продукции скважины увеличилась, поскольку на данную скважину непосредственно влияет нагнетательная скважина №157РТМ, что способствовало прорыву в добывающую скважину нагнетаемой воды, вследствие чего дебит скважины увеличился.

После проведения ГРП в скважине №1789 Усень-Ивановского месторождения дебит нефти изменился с 6,1 т/сут до 17,2 т/сут, чему способствовало увеличению пористости до 0,23 и проницаемости 0,245 мкм² в призабойной зоне пласта. Обводненность продукции скважины несколько увеличилась, поскольку пласт характеризуется плохими коллекторскими свойствами, прорыв нагнетаемой воды скважиной №1795 незначителен за счет малого влияния на добывающую скважину.

После проведения ГРП в скважине №1793 Усень-Ивановского месторождения дебит нефти изменился с 5,1 т/сут до 14,8 т/сут, чему способствовало увеличению пористости до 0,21 и проницаемости 0,236 мкм² в призабойной зоне пласта. Обводненность продукции скважины также несколько увеличилась, поскольку пласт характеризуется плохими коллекторскими свойствами, прорыв нагнетаемой воды скважиной №1795 незначителен за счет малого влияния на добывающую скважину.

Поскольку пласты анализируемых месторождений обладают низкими фильтрационными характеристиками в скважинах, в которых проводился ГРП, и за счет того, что были получены высокие приросты дебитов скважин в связи с улучшением коллекторских свойств ПЗП, можно сделать вывод, что мероприятия, проведенные компанией «ПетроАльянс», дали положительный эффект.

По результатам проведенного анализа рекомендую проведение ГРП на скважине №1788 Усень-Ивановского месторождения в условиях НГДУ «Туймазанефть», поскольку скважина характеризуется низкими дебитами и ухудшением коллекторских свойств ПЗП.

3.4 Техника безопасности при проведении ГРП по воздействию на ПЗП

Процесс ГРП основан на создании или расширении уже имеющихся трещин в породах при скважинной части пласта. Достигается это путем создания высоких давлений на забоях скважин закачкой значительных объемов жидкостей, что опасно для окружающих, поэтому должны соблюдаться следующие требования:

1) Объем и время проведения работ определяется утвержденным планом и графиком.

2) При проведении работ должны соблюдаться общие правила безопасности при подземном и капитальном ремонте скважин и соответствующие инструкции.

3) Допуск инженерно-технических работников и рабочих к выполнению работ разрешается после проведения инструктажа. Инструктаж инженерно-технических работников проводит старший инженер цеха капитального и подземного ремонта скважин (ЦКПРС). Инструктаж рабочих, машинистов и водителей проводят мастера бригад ЦКПРС и начальник УТТ. Инструктаж оформляется в журнале под роспись. Последующие инструктажи проводятся в соответствии с общими правилами по технике безопасности.

4) До начала работ необходимо ознакомить работающих: с характером проводимых работ; со схемой обвязки; с технологическими режимами работы.

5) ГРП должен проводиться специально подготовленной бригадой под руководством мастера или другого ИТР по плану, утвержденному главным инженером предприятия.

6) Перед расстановкой агрегатов на скважине все участвующие проходят инструктаж по технике безопасности, и ознакомиться с технологическими параметрами процесса.

7) Территория вокруг скважины в радиусе 50м должна быть обозначена, освобождена от оборудования, не задействованного в технологическом процессе.

8) Места установки агрегатов на скважине должны быть соответствующим образом подготовлены и освобождены от посторонних предметов, препятствующих установке агрегатов и прокладке коммуникаций.

9) Насосные агрегаты и передвижные емкости должны быть расставлены согласно схеме, утвержденной главным инженером предприятия, на расстоянии не менее 10м от устья скважины и не менее 1м между агрегатами, емкостями для свободного выезда с территории скважины.

10) При расстановке агрегатов следует учитывать направление ветра во избежание попадания на них и на обслуживающий персонал газов и капель нефти.

11) Запрещается устанавливать агрегаты, оборудование и выполнять какие-либо работы в пределах охранной зоны воздушных линий электропередач.

12) Агрегаты должны быть установлены на ровной площадке, заторможены ручным тормозом. В необходимых случаях под колеса устанавливают упоры.

13) До начала работ должна быть проверена исправность агрегатов и запорной арматуры, наличие на насосах агрегатов заводских тарированных предохранительных устройств.

14) Монтаж проводится специальными трубами высокого давления при помощи быстро сворачивающихся соединений. Количество гибких металлических соединений на каждой линии должно быть не менее трех.

15) Перед соединением все элементы обвязки должны быть очищены от грязи, осмотрены, сомнительные детали из резины заменены.

16) Линии высокого давления (в случае пересечения) находятся поверх линии низкого давления.

17) Перед началом работ по обвязке устья талевый блок должен быть спущен, отведен в сторону и прикреплен к ноге спуско-подъемного сооружения, рабочая площадка освобождена от посторонних предметов.

18) Выхлопные трубы агрегатов и других спецмашин, применяемых при ГРП, должны быть снабжены глушителями и искрогасителями, и выведены на высоту не менее 2 - 3 метров от уровня платформы агрегата.

19) По окончании монтажа линии опрессовываются на 1,5-кратное ожидаемое давление, но не превышающее паспортных данных на оборудование.

20) При гидравлических испытаниях нагнетательных систем персонал, несвязанный непосредственно с самим процессом, должен быть удален за пределы опасной зоны, устанавливаемой планом работ.

21) Во избежание разрывов трубопровода опрессовку следует выполнять при малых скоростях агрегата.

22) При обнаружении пропусков в нагнетательном трубопроводе необходимо устранить пропуск, плавно снизить давление до атмосферного и произвести повторную опрессовку.

23) В целях предупреждения повреждения соединительных кабелей их монтаж следует проводить только после гидравлической обвязки блока манифольда и всех участвующих в операции агрегатов. Необходимо тщательно следить за тем, чтобы кабели датчиков не попадали под колеса автомашин, тракторов или другой спецтехники.

24) Для замера и регистрации давления при ГРП к головке должны быть подсоединены показывающий и регистрирующий манометры, вынесенные при помощи импульсных трубок на безопасное расстояние.

25) Рабочее место в темное время суток должно освещаться согласно требования ПТБЭ, ПТЭЭ и ПУЭ не менее 26люкс. Кроме того, каждый агрегат должен иметь индивидуальное освещение.

26) Все электрооборудование: рубильники, розетки, прожектора, магнитные пускатели и кнопки управления не взрывоопасного исполнения должно размещаться не ближе 20м от устья скважины.

27) Проведение работ по ГРП не допускается при скорости ветра 15м/сек и выше, во время грозы, сильного снегопада, ливне, тумане (с видимостью менее 50м).

28) Запрещается: курить в обозначенной зоне работ; пользоваться открытым огнем для освещения, осмотра и прогрева агрегата и трубопровода; пользоваться открытым огнем для осмотра желобных систем, отогрева задвижек и определения уровня.

29) Перед началом технологического процесса руководитель работ обязан убедиться в наличии двухсторонней переговорной связи между участниками процесса. Как исключение допускается визуальная обратная связь от машинистов агрегатов к руководителю работ. Каждый раз перед началом работ необходимо обговорить сигналы взаимодействия между руководителем работ, экипажами агрегатов и членами бригады.

30) Перед началом работы по ГРП необходимо привести в рабочее положение все складывающиеся ограждения площадок на агрегатах.

31) Пуск и остановка агрегатов проводится только по команде руководителя работ по микрофону. Присутствующие при операции другие лица не имеют право подачи команд, минуя руководителя работ, кроме команды «остановки» при аварийном положении или травме с обслуживающим персоналом.

32) Не разрешается проводить ремонтные работы, смазку и т. п. Во время работы агрегата. Разрешается только смазывать плунжерную пару при открытом контрольном клапане.

33) Машинист находится с правой стороны агрегата на платформе, а моторист-водитель в кабине за пультом управления. Разрешается замена их местами.

34) Оператор ГРП, находящийся на блендере, должен находится непосредственно за пультом управления смесителя, а другой оператор должен следить за подачей песка из самосвала и обеспечивать бесперебойное поступление песка на шнеки смесительного устройства.

35) В зимнее время перед пуском агрегата в работу после временной остановки необходимо убедиться в отсутствии в коммуникациях линий пробок. Отогревать трубопроводы следует только паром или горячей водой.

36) При ГРП скважины жидкостью на нефтяной основе должна быть вызвана пожарная машина с боевым расчетом для тушения возможного пожара. Противопожарный инвентарь бригады должен быть проверен и приведен в боевую готовность.

37) В процессе работы обслуживающий процесс персонал обязан контролировать состояние рабочих механизмов, напорных и рабочих линий.

38) По окончании работ, по команде руководителя, давление в линии должно быть снижено до атмосферного, и затем линия может быть демонтирована.

39) Остатки жидкости из емкостей вывозятся автоцистернами или сливаются в приемный амбар. Разлив технологической жидкости на территории не допускается.

40) Члены бригады обязаны хорошо знать требования техники безопасности, правила электробезопасности, противопожарной безопасности, оказание первой медицинской помощи при ранении, ожогах, отравлении, обмораживании, поражении электрическим током и так далее.

3.5 Охрана недр и окружающей среды при разработке месторождения

Основной задачей мероприятий по охране недр является обеспечение эффективной разработки нефтяных и газовых месторождений в целях достижения максимального использования недр (максимального извлечения запасов нефти и газа, а также других сопутствующих полезных ископаемых при минимальных затратах средств). Наряду с охраной недр должна быть обеспечена и охрана окружающей среды, то есть земной поверхности, водоемов, атмосферы.

Контроль за выполнением требований по охране недр при бурении нефтяных и газовых скважин и в процессе их эксплуатации проводит Государственный комитет по надзору за безопасным ведением работ в промышленности.

Разработка нефтяных пластов в целом и отдельных его объектов должна осуществляться в соответствии с утвержденной технологической схемой или проектом. При разработке нефтяных месторождений необходимо осуществлять меры для использования добываемых попутно с нефтью газа и воды.

В процессе разработки месторождений необходимо вести контроль за продвижением воды в залежь (продвижением водонефтяного контакта) и распределением давления. Большое внимание должно быть обращено на использование пластовой воды (газа) для воздействия на пласт. Очень важно обеспечить герметизированный сбор нефти, воды и газа для борьбы с потерями нефти и газа и загрязнением территории месторождения.

Работа эксплуатационных и нагнетательных скважин должна осуществляться в соответствии с технологическим режимом, определяющим по каждой отдельной скважине оптимальные величины дебитов нефти, газа и воды, давление на устье, депрессии на пласт

Устья работающих эксплуатационных и нагнетательных скважин необходимо оснастить соответствующим оборудованием с целью предотвращения возможности бесконтрольного выброса или открытого фонтанирования.

Эксплуатация дефектных скважин (с нарушенной герметичностью эксплуатационных колонн, фланцевых соединений, цементного кольца за колонной), как правило, не допускается и может быть разрешена в исключительных случаях, когда она не нарушает требований охраны недр. Во всех других дефектных скважинах следует осуществлять необходимый комплекс исследований для выявления причин негерметичности колонны, источника обводнения и провести ремонтно-изоляционные работы.

По мере обводнения или истощения скважины, а также по техническим и геологическим причинам возникает необходимость перевода скважин на другие объекты.

В соответствии с требованиями Кодекса РФ о недрах (ст.38, п.6) в проектных технологических документах должны быть предусмотрены меры, обеспечивающие охрану недр.

В настоящее время соблюдение охраны недр и окружающей среды в нефтегазовой отрасли, является неотъемлемой частью при разработке нефтяных и газовых месторождений, так как добыча полезных ископаемых оказывает существенный вред на земную поверхность и недра. В целях предупреждения загрязнения окружающей среды и недр, в районах деятельности НГДУ «Бавлынефть» были рекомендованы следующие мероприятия:

1. Строго соблюдать нормы, правила и инструкции по охране недр (ГОСТ 17.1.312-86)

2. Проведение анализа технического состояния всего пробуренного фонда скважин и рекомендовать меры по его оздоровлению.

3. Освоение и эксплуатация скважин должна проводиться при соответствующем оборудовании устья скважин.

4. Производить своевременный ремонт водоводов сточных вод, использовать эффективные ингибиторы коррозии.

5. Осуществлять систематический контроль за герметичностью обсадных колонн, своевременно ликвидировать нарушения герметичности в скважинах, в резервуарах.

6. При ремонте скважин и исследовательских работах использовать металлические емкости для сбора нефти и сточных вод.

7. Проектирование и строительство подземных водозаборов на техническую воду для промышленных нужд месторождений.

8. Разработка проекта и строительства инженерных сооружений очистки промышленных стоков.

9. Строительство установок утилизации нефтешламов.

10. Применение в системе поддержания пластового давления насосов и другого оборудования в коррозионно-стойком исполнении и использовать ингибиторы коррозии.

11. Ликвидации скважин должны предшествовать изоляционные работы с целью соблюдения требований охраны недр

12. Скважины ликвидируются путем извлечения обсадной колонны с последующей заливкой ствола скважины цементным или глинистым раствором и обязательным цементированием устья скважины

Для охраны почв и растительности от загрязнения проводятся следующие мероприятия:

1. Сокращение площади землеотвода за счёт кустования скважин;

2. Обваловка новых кустовых площадок для ограничения растекания аварийных разливов нефти и сточных вод

3. Сыпучие материалы и химические реагенты должны храниться в закрытых помещениях с гидроизолированным настилом. Хранение бурового раствора осуществлять в емкостях.

4. Регулярно проверять состояние обваловок вокруг эксплуатационных и нагнетательных скважин.

5. Проектирование и строительство мест складирования замазученных почвогрунтов и снега на месторождениях.

6. Сохранение земель от замазученности при аварийных порывах трубопроводов.

Для охраны атмосферного воздуха от химического и шумового загрязнения проводятся следующие мероприятия:

1. Закрытая, полностью герметизированная система сбора и сепарации нефти и газа;

2. Утилизация попутного газа путём транспортировки по газопроводу, а также использования для получения тепловой энергии;

3. Организация санитарно-защитных зон вокруг ДНС и площадок бурения скважин;

4. Контроль за содержанием загрязняющих веществ в рабочей и санитарной зонах.

4. Расчет затрат на проведение ГРП по воздействию на ПЗП

Организация работ представляет собой сочетание во времени и пространстве трудовых ресурсов, производственных и финансовых средств, в строго регламентированных производственных, технических, санитарно-гигиенических условиях.

Экономические затраты на производство - это величина всех затрат процесса производства и реализации готовой продукции (работ). Текущие затраты предприятия в зависимости от содержания и назначения определяют двумя методами по экономическим методам и статьям калькуляции. Экономические методы показывают, что израсходовано в процессе производства и включают экономические однородные расходы. Затраты этой группы используют при составлении этой сметы затрат и определение расходов.

Метод определения затрат по статьям калькуляции объединяет их в затраты с учетом их назначения и мест осуществления. На их основе состоится калькуляция себестоимости, т.е. определяется себестоимость единицы продукции (работ).

На предприятии НГДУ «Туймазанефть» расчет затрат на проведение ударно-депрессионного воздействия заключается в определении затрат на основные и вспомогательные материалы, на заработную плату рабочих, на отчисление в социальный фонд, амортизационных отчислений на элементы ОПФ, применяемых в мероприятии, величины расходов на эксплуатацию специальной техники, а также цеховых затрат, общепроизводственных и цеховых расходов, расходы на оплату услуг и проведения ГИС.

1. Мероприятия проводятся бригадой капитального ремонта, в которую входят:

- бурильщик шестого разряда;

- помощник бурильщика пятого разряда;

- помощник бурильщика четвертого разряда.

Зарплата мастера-технолога входит в расходы по заработной плате и составляет 11234 руб. Для бригады КРС применяют сдельно-премиальную систему оплаты труда, которая предусматривает, кроме заработка по повременному тарифу, выплату рабочим премии за достижения определенных количественных и качественных показателей, а также учитывает территориальный коэффициент:

З_т = Н_т ^х Т_раб ^х Ч_р (1)

где, Н_т - тарифная ставка рабочего, руб/час;

для бурильщика шестого разряда 45,66 руб/час;

для помощника бурильщика пятого разряда 38,69 руб/час;

для помощника бурильщика четвертого разряда. 20,91 руб/час.

Т_раб - время проведения ГТМ согласно наряд-задания, час;

Ч_р - численность рабочих соответствующего разряда.

З_т = (45,66 + 38,69 + 20,91) ^х 168,66 ^х 1

З_т = 17753,15 руб

Премиальная доплата в денежном выражении определяется по формуле 2:

Д_пр = З_т ^х П/100% (2)

где, П - процент премиальной доплаты.

Д_пр = 17753,15 ^х 65%/100%

Д_пр = 11539,55 руб

Доплата по районному коэффициенту в денежном выражении определяется по формуле 3:

Д_рк = (З_т + Д_пр) ^х К_р /100 (3)

где, К_р - районный коэффициент.

Д_рк = (17753,15 + 11539,55) ^х 15%/100%

Д_рк = 4393,9 руб

Доплата за работу в ночное время в денежном выражении определяется по формуле 4:

Д_н = (З_т + Д_пр + Д_рк) ^х П_н /100% (4)

где, П_н - процент за ночные работы.

Д_н = (17753,15 + 11539,55 + 4393,9) ^х 35%/100%

Д_н = 11790,31 руб

Расходы на заработную плату определяются по формуле 5:

З_зп = З_т + Д_пр + Д_рк + Д_н (5)

З_зп = 17753,15 + 11539,55 + 4393,9 + 11790,31

З_зп = 45476,91 руб

Таким образом, расходы на заработную плату составляют 45476,91 руб.

2. Отчисления на социальные нужды определяются по формуле 6:

З_стр = З_зп ^х 36,1% (6)

где, З_стр - отчисления по социальному страхованию, руб;

36,1 - норма отчисления в страховой фонд, %.

З_стр = 45476,91 ^х 36,1%

З_стр = 16417,16 руб

Таким образом, отчисления на социальные нужды составляют 16417,16 руб.

3. Расчет расходов на прокат спецтехники для проведения ГТМ проводится по формуле 7:

(7)

где, Ч_{тех i} - норма времени для i-й машины, час;

n - количество i-й машины, шт;

К_{тех i} - стоимость 1 часа проката i-й машины, руб/час.

В таблице 6 представлена стоимость проката техники.

Таблица 6 - Используемая техника и стоимость проката

Наименование техники	Количество, шт.	Норма времени, ч	Стоимость 1-го часа проката, руб/час	Затраты на прокат техники, руб
1	2	3	4	5
А-50У	1	127,88	474,9	60730,21
ЦА-320	1	6,7	477,12	3196,7
АЦ-8	1	1,8	267,54	481,57
FRAC Pumper	1	2,35	749,52	1761,37
Blender	1	2,35	572,6	1345,61
Итого	67515,46

Таким образом, на эксплуатацию спецтехники потребуется 67515,46 руб.

4. Расходы на проведение геофизических исследований определяются по формуле 8:

З_гфи = Ч_гфи ^х К_гфи (8)

где, Ч_гфи - норма времени проведения геофизических исследований, час;

К_гфи - стоимость 1 часа геофизических исследований, руб/час.

З_гфи = 3 ^х 2650

З_гфи = 7950 руб.

Таким образом, на геофизические исследования при проведении ГРП необходимо 7950 руб.

5. Затраты на материалы, применяемые при ГРП на скважине №1788 приведены в таблице 7:

Таблица 7 - Затраты на материалы

Наименование материала	Цена, руб.	Количество материала, n	Затраты, руб
1	2	3	4
Проппант	12187,6	9 т	109688,4
Сырая нефть	4750	30 т	142500
САТ НС-2 (6-8 л/м3)	95	195 л	18525
САТ НС Act (4-5 л/м3)	205	135 л	27675
НОА-В (1,2 кг/м3)	919	36 кг	33084
Итого	331472,4

Таким образом, затраты на материалы составляют 331472,4 руб.

6. Затраты на амортизацию оборудования определяются по формуле 26:

З_а = t_ГТМ ^х З ^1Н/час (9)

...