Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Краткий физико-географический очерк

1.2 Геолого-геофизическая изученность и история открытия месторождения

2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ

2.1 Стратиграфия

2.2 Тектоника

2.3 Гидрогеология

2.4 Нефтеносность и запасы

2.5 Физико-гидродинамические характеристики коллекторовпродуктивных пластов Ю2-4 и Ю5-6 по керну Ловинского месторождения

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Основные проектные решения по разработки месторождения

3.2 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

3.3 Текущее состояние разработки Ловинского месторождения

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Технические средства применяемые при проведении ГРП

5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

5.1 Рекомендации по совершенствованию системы разработки

5.2 Методы интенсификации притока нефти в скважинах

5.3 Критерии выбора скважин для ГРП

5.4 Подготовительные работы перед ГРП

5.5 Технические средства и материалы, применяемые при ГРП

5.6 Механизм воздействия ГРП на породы

5.7 Расчёт технологических показателей для ГРП

ЗАКЛЮЧЕНИЕ, ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время Россия является одним из крупнейших производителей энергетических ресурсов. Страна имеет возможности полностью обеспечить свои внутренние энергетические потребности, одновременно является одним из основных экспортеров нефти и газа.

Из этих месторождений уже отобрано 50,4% начальных извлекаемых запасов. Обводненность добываемой продукции составляет более 70%. Ухудшение структуры запасов открываемых месторождений и истощение высокопродуктивных месторождений приводит к возрастанию доли трудноизвлекаемых запасов с низкими дебитами, которые составляют уже более 50%. Поэтому эффективная разработка залежей углеводородов с низкими коллекторскими свойствами и повышение нефтеотдачи в настоящее время и ближайшие десятилетия является одной из основных проблем энергообеспечения России. В мировой практике операции по гидроразрыву пласта начали осуществляться с 1947 года, а с 1952 они получили распространение и в нашей стране на промыслах Татарии, Башкирии, Азербайджана, Краснодарского края и Куйбышевской области. Затем интерес к ГРП несколько снизился и новое возрождение применения ГРП в нефтяной промышленности России началось в конце 80-х годов в связи с появлением импортной техники и технологии.

Нефтепромысловая практика показывает, что ГРП является одним из наиболее эффективных методов восстановления продуктивности скважин при обработке призабойной зоны или повышения естественной продуктивности при глубокопроникающем воздействии на пласт.

По технологическим схемам проведение различают однократный, направленный (поинтервальный) и многократный ГРП. При однократном гидроразрыве под давлением закачивоемой жидкости оказываются все вскрытые перфорацией пласты одновременно, при направленном - только выбранный пласт или пропласток, а при многократном ГРП воздействие осуществляется последовательно на каждый в отдельности пласт и пропласток.

Технология ГРП характеризуется созданием системы трещин в пласте определённой длины, позволяющих восстанавливать не только дебит или приемистость скважин, но и при необходимости увеличивать их.

В настоящее время большинство высокодебитных объектов крупных нефтяных месторождений Западной Сибири имеют высокую степень выработки запасов и соответственно высокую обводненность добываемой продукции. В то же время на высокопродуктивных объектах имеются отдельные зоны и зональные интервалы пластов, приуроченных к слабодренируемым, низкопроницаемым и неоднородным коллекторам. Большинство вводимых в разработку объектов и участков залежей также связано с расчленёнными низкопродуктивными коллекторами. Одной из основных задач обеспечения эффективной разработки залежей, с учётом текущей структуры запасов, является интенсификация добычи. Наиболее эффективным методом повышения продуктивности скважин, вскрывающих такие пласты, является гидравлический разрыв пласта (ГРП).

- состояние разработки (близость нагнетания, состояние пластового давления, состояние выработки запасов на участке проведения ГРП).

Поэтому, для успешной разработки низкопродуктивных и неоднородных объектов необходим научно-обоснованный подход к выбору скважин под проведение ГРП, учитывающий все многообразие факторов, влияющих на эффективность обработки.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Краткий физико-географический очерк

Месторождение расположено на северо-восточном окончании Шаимского мегавала в западной части Западно-Сибирской низменности и приурочено к междуречью рек Мулымья и Лова.

В административном отношении оно расположено в Советском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области (рис. 1.1.1). Ближайшими населёнными пунктами являются железнодорожные станции Верхне-Кондинская, Зеленоборск, Воньеган, Пантынг, Нягань, расположенные вдоль железной дороги Ивдель-Приобье.

Южнее Ловинского месторождения расположено разрабатываемое с 1984 года Лазаревское месторождение. К северо-востоку расположены Талинское и Ем-Еговское нефтяные месторождения, которые находятся в промышленной разработке.

По месторождению проходит автомобильная дорога с бетонным покрытием, которая соединяет его с п.Советским. Эта магистраль пересекает всё Ловинское месторождение до ДНС-1 с заходом на ЦПС. Остальная дорожная сеть на месторождении грунтовая.

Климат района резко-континентальный, с суровой и продолжительной зимой, короткой и бурной весной, непродолжительным летом и короткой осенью.

Годовая амплитуда абсолютных температур достигает 87 оС. Абсолютная максимум температура +36 оС, абсолютный минимум -51 оС. Среднегодовая толщина снегового покрова составляет 70 см, в лесу оно достигает 100-120 см.

Число дней со снежным покровом около 180. В зимний период почва промерзает от 0,8 до 2м.

Рельеф местности представляет собой всхолменную равнину с большим количеством болот и небольших рек, притоков реки Мулымьи. Абсолютные отметки рельефа колеблются от 50 до 200 м. Формирование рельефа территории связано с областью аккумуляции озёрно-речных образований. Поверхностные отложения представлены суглинками, торфяно-болотными и подзолистыми почвами. Гидрографическая сеть представлена несудоходной рекой Мулымья с притоками Амынья, Картопья, Тультья. Речки характеризуются узкими и извилистыми руслами, медленным течением, заболоченными поймами. С ноября до середины мая они находятся подо льдом. В пониженных участках местности располагаются озёра и болота.

Месторождение расположено в лесной зоне. Растительность представлена хвойным лесом, растущим на повышенных участках. Берега речек покрыты смешанным лесом с очень плотным подлеском. На берегах озёр и болот развит мох, осока, багульник, низкорослые сосны и берёзы.

Животный мир района разнообразен. Встречаются бурые медведи, лисицы, олени, лоси, волки, соболь, горностай, белка, выдра и другие животные. В летнее время имеется много водоплавающей птицы, в водоёмах много рыбы, в то же время много гнуса.

Коренное население района - ханты, манси, русские. Традиционное занятие - охота, рыбная ловля и животноводство. Основными отраслями хозяйства в настоящее время являются нефтедобывающая промышленность, геологоразведочные работы на нефть и газ, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство. Развитие нефтегазодобывающей отрасли потребовало привлечение специалистов и рабочих, в настоящее время здесь живут и трудятся украинцы, татары, башкиры и др.

1.2 Геолого-геофизическая изученность и история открытия месторождения

Систематическое изучение геологии и нефтегазоносности западной части Западно-Сибирской низменности началось в конце 40-х начале 50-х годов. Геолого-геофизические исследования до начала 50-х годов носило маршрутный, рекогносцировочно-съёмочный характер.

Общее представление о геологическом строении Западно-Сибирской плиты базировалось на региональных геолого-геоморфологических и геофизических съёмках, проводимых различными организациями. Начиная с 1958 года все геофизические, геолого-съёмочные и буровые работы на территории Тюменской области проводит Тюменское территориальное геологическое управление, созданное на базе трестов «Тюменьнефтегеология» и «ЗапСибнефтегеофизика». По результатам геофизических съёмок установлены общие закономерности геологического строения фундамента и платформенного чехла плиты с выделением крупных элементов. Эти результаты послужили основой для последующих детальных геофизических работ по выделению локальных структур и подготовке их под глубокое бурение.

С 1960 года начинается детальное изучение геологического строения района работ. Детальные сейсморазведочные работы проводятся трестом «Тюменнефтегеофизика», разведочное и эксплуатационное бурение ведётся предприятием «Главтюменнефтегаза».

В результате проведения комплекса исследований был определён общий структурный план района, выделены и детально изучены локальные поднятия- Яхлинское, Ловинское и Западно-Ловинское.

Ловинское и Западно-Ловинское поднятия соответственно подготовлены к поисковому бурению в 1971 и 1973 годах. Поисковые и разведочные работы осуществлялись по двум проектам поисково-разведочного бурения, которые были ориентированы на поиск и разведку залежей нефти в среднеюрских отложениях в условиях предполагавшейся гидродинамической связи разреза низов осадочного чехла.

На Ловинской площади поисковое бурение начато в апреле 1973года. В этом же году в первой поисковой скважине № 31 из интервала 2169-2185м из отложений тюменской свиты был получен фонтан нефти дебитом 69м3/сут на 8мм штуцере.

На 01.03.86г. на Ловинском участке месторождения было пробурено 6 скважин.

На Западно-Ловиской площади поисковое бурение начато в 1982 году. В 1983году в первой поисковой скважине № 41 с глубины 2226-2239м был получен фонтан нефти дебитом 78м3/сут на 8мм штуцере.

На 01.03.86г. на участке пробурено 14 скважин.

В результате разведочных работ на указанных площадях выявлена промышленная нефтеносность отложений тюменской свиты. Выделяются два объекта Ю2-4, Ю5-6.

Пробуренными скважинами изучен разрез отложений от четвертичных до юрский включительно. Вскрыта верхняя часть пород доюрского основания, которая представлена, в основном, среднепалеозойским вулканогенно-осадочными породами.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ

2.1 Стратиграфия

По данным глубокого бурения в геологическом строении исследуемой площади принимает участие мезозойско-кайнозойская толща осадочного чехла и породы доюрского основания, имеющие гетерогенный состав.

Доюрское основание имеет сложное строение и подразделяется на два структурных этажа: нижний - собственно складчатый фундамент и верхний -сложенный эффузивно-осадочными образованиями туринской серии, сформировавшейся в условиях параплатформенного режима.

Разновозрастные докембрийские и палеозойсике образования прорваны многочисленными интрузиями основного, среднего и кислого состава.

Разрез осадочного чехла сложен континентальными и морскими осадками. В нём присутствуют отложения от юрских до четвертичных. В составе юрских отложений выделяются: тюменская, абалакская и нижняя часть тутлеймской свиты.

Отложения тюменской свиты залегают на размытом доюрском рельефе и являются основными нефтесодержащими породами в пределах изучаемой площади. Толщина отложений на площади изменяется от 23,6 м (скв.№ 31) до202 м (скв.№ 9036) (таблица 2.1.1). Отложения свиты сформировались в сложной палеогеографической обстановке, представлены аргиллитами, песчаниками, алевролитами.

Среди них встречаются маломощные прослои углей, гравелитов, карбонатов и в большом количестве углистой и битуминозной органики. Это породы аллювиального, делювиально-пролювиального, озёрно-болотного и прибрежно-морского генезиса.

Возраст тюменской свиты на месторождении определён как байоссбатский.

На отложениях тюменской свиты залегают морские образования абалакской свиты, которая состоит из двух подсвит: нижней и верхней. Свита сложена глинами аргиллитоподобными, чёрными аргиллитами с обугленными растительными остатками, остатками белемнитов, аммонитов, включениями пирита, глауконита. Аргиллиты очень слабые, в воде растрескиваются до мелких игольчатых обломков. Возраст свиты определяется верхне-юрским, келловей-кимериджским, мощность свиты выдержана 10-20 м. растительности, рыбьего детрита. Мощность свиты изменяется от 31-70 м.

Отложения юрской системы перекрываются осадками мелового возраста.

В основании разреза меловой системы залегает фроловская свита.

Выше по разрезу залегает кошайская свита. Сложена она глинами тёмно-серыми, слюдистыми, с единичными малоценными прослоями алевролитов, характерен углистый детрит. Толщина свиты 36-72 м.

Осадки этой свиты без видимых следов перерыва перекрываются породами викуловской свиты, которая подразделяется на две подсвиты. Представлена мощной толщей переслаивающихся песчано-алевритовых и глинистых пород с прослоями известняков. В породе много углистого детрита и обугленных растительных остатков. Толщина свиты 215-255 м.

Альбский ярус на месторождении представлен ханты-мансийской свитой, разделяющийся на две подсвиты. Нижняя сложена тёмно-серыми аргиллитами с тонкими прослоями алевролитов, известняков и сидеритов. В породах встречена фауна аммонитов и двустворок. Верхняя подсвита, делится по литологическому составу на две пачки: первая пачка-песчанистая с тонкими прослоями глин; вторая пачка - существенно глинистая. Толщина свиты 214-232 м.

Уватская свита (сеноманский ярус) залегает на породах ханты-мансийской свиты и начинает разрез верхне-мелового отдела. Представлена песками, песчаниками, серыми и зеленовато-серыми алевролитами с прослоями буроватых глин. Характерно наличие обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита. Толщина свиты 213-239 м.

Кузнецовская свита (турский ярус) сложена тёмно-серыми и зеленовато-серыми глинами с прослоями алевролитов и глауконитовых песчаников. В породах отмечаются многочисленные остатки фауны пелеципод, рыб, аммонитов, растительный детрит. Толщина свиты 39-50 м.

Берёзовская свита (коньякский, сантонский, кампанский ярусы) сложена тёмно-серыми и голубовато-серыми опоками и опоковидными глинами, встречаются прослои песчаников. Толщина свиты 207-238 м.

Ганькинская свита (верхний кампан, маастрихтский, датский ярусы) представлены характерной толщей зеленовато-серых глин, иногда опоковидных с прослоями алевролитов и мергелей. Содержит остатки аммонитов, белемнитов, пелеципод, гастропод, брахиопод. Толщина свиты 38-46м.

Палеогеновая система на месторождении представлена всеми отделами и согласно перекрывает верхнемеловые отложения.

Талицкая свита (палеоценовый отдел) сложена тёмно-серыми слюдистыми плотными глинами, с линзовидными включениями кварцевого песка, часто с включениями пирита. Мощность свиты 86-124 м.

Люлинворская свита (эоценовый отдел) представлена опоками серыми, крепкими, слабоалевритистыми, глинистыми, диатомами светло-серыми с зелёноватыми оттенками, плотными, очень лёгкими. Толщина свиты 199-228 м.

Чеганская свита (верхний эоцен, нижний олигоцен) представлена пластичными глинами голубовато-зелёными, с оливковым оттенком, в верхней части отмечаются линзочки алевролитового материала. Толщина свиты 87-119 м.

Неогеновые отложения отсутствуют и на эродированной поверхности отложений олигоцена залегают четвертичные отложения, сложенные озёрно-аллювиальными глинами, желтовато-серыми песками, супесями и суглинками. Встречаются мощные прослои торфа, линзы валунных галечников. Четвертичные образования имеют повсеместное распространение, изменяются от 5 до 120 м.

Продуктивные пласты Ловинского месторождения принадлежат тюменской свите, в интервале от кровли до подошвы выделены пласты от Ю2 до Ю6, которые разбиты на более крупные таксонометрические единицы - пачки и представлены двумя объектами Ю2-4 и Ю5-6. Продуктивный горизонт Т весьма изменчив по литологическому составу. Отложения нижнего объекта Ю5-6 формировались в байосское время. Для этой пачки характерно большое количество углефицированных и сидеритизированных прослоев. Содержание песчаного материала в верхней части незначительное, характерно тонкое переслаивание песчаников и аргиллитов (Ю5). К нижней части приурочен пласт Ю6. Толщина песчано-алевролитовых отложений достигает 8-10 м. По положению углей в разрезе проведена граница этого объекта. Верхний объект Ю2-4 формировался в батское время. В это время наблюдается оживление тектонической деятельности, первостепенную роль приобретают местные источники сноса и прибрежно-морские условия осадконакопления. Характер распределения обломочного материала меняется. Обширные пространства погруженных частей заполняются глинистым материалом с незначительным количеством песчаников и алевролитов. Относительно более грубозернистый материал накапливается на склонах локальных понятий. Мощность пласта Ю2-4 достигает 70 м и более.

2.2 Тектоника

Ловинское месторождение располагается в Шеркалинской зоне прогибов, занимая Западно-Ловинскую, Средне-Ловинскую и Ловинскую структуры, которые объединяются в положительную структуру - Ловинско-Яхлинский вал.

Шеркалинская зона прогибов является продолжением Верхне-Кондинской депрессии; в целом, она представляет совокупность отрицательных структур, имеющих северо-восточное направление. Со всех сторон она ограничена положительными структурами: на западе депрессия граничит с Берёзовской моноклиналью, на юге - с Шаимской группой поднятий, на востоке - с Красноленинским сводом.

Шеркалинская зонам прогибов имеет длину 600-630 км, ширину 100-120 м. Глубина залегания подошвы осадочного чехла в днище депрессии по данным сейсморазведки превышает 3,5 км.

Шеркалинская депрессия является областью преимущественно нижнемелового прогибания. Значительное опускание её фиксируется в верхнем мелу и палеогене.

В южной части Шеркалинской зоны прогибов, в районе сочленения её с Шаимской группой поднятий и Верхне-Кондинской зоной прогибов, располагается исследуемая площадь.

Ловинская структура представляет собой сложнопостроенный многокупольный объект северо-восточного простирания, разбитый тектоническими нарушениями на серию ступеней, по которым и происходит погружение.

Западно-Ловинская структура по кровле тюменской свиты оконтуривается изогипсой - 2050 м. С северо-запада эта структура ограничена зоной тектонических нарушений северо-восточного простирания. Региональная зона северо-западной ориентировки проходит в районе северной периклинали Западно-Ловинской структуры. Этой зоной с севера-востока ограничен самостоятельно приподнятый блок.

Средне-Ловинская структура, расположена на восток от Западно-Ловинской, оконтуривается по кровле тюменской свиты изогипсой - 2080 м, отделена от неё чётко выраженным прогибом. Формирование Средне-Ловинской структуры тесным образом связано с крупной зоной тектонических нарушений северо-восточного простирания, вдоль которой возникли, как приразломные, два её купола. В северной и северно-восточной части этой структуры, в связи с пересечением двух крупных зон, ориентированных перпендикулярно друг к другу, находится участок значительной тектонической раздробленности, к которому приурочены тектонические нарушения с вертикальной амплитудой смещения более 20 метров и по которому проведена условная граница между двумя залежами Ловинского месторождения.

Ловинская, самая восточная структура, оконтуривается изогипсой - 2080 м. В целом, этот район отличается довольно пологими формами, за исключением нескольких участков. На севере структуры в результате анализа временных сейсморазрезов и данных бурения выделен приподнятый блок в районе скважины 55 и как продолжение этого блока небольшая по площади приподнятая малоамплитудная зона в районе скважин 9019, 9020, 9021, 9543. В южной части Ловинской структуры также выделяется приподнятый блок в районе скважин 5305, 9341, а рядом в районе скважин 9325, 9308, в пласте Ю5-6 выявлена небольшая погруженная зона.

В целом Ловинское месторождение характеризуется ступенчатым погружением поверхности доюрского основания с юго-запада на северо-восток.

2.3 Гидрогеология

В гидрогеологическом отношении Ловинское месторождение расположено на территории крупного Западно-Сибирского артезианского бассейна. В разрезе мезокайнозойских отложений выделяются два гидрогеологических этажа, разделенных региональным водоупором (600-700м) турон-олигоценового возраста.

В нижнем юрско-сеноманском гидрогеологическом этаже выделяются снизу вверх: юрский, аптский, альбсеноманский гидрогеологические комплексы, разделённые региональными водоупорами юрского и мелового возраста.

Юрский гидрогеологический комплекс представлен трешиноватой зоной доюрского фундамета, проницаемыми породами коры выветривания и залегающими на них отложений тюменской свиты. Мощность комплекса до 300 м. Максимальная минерализация не превышает 23,9 г/л, тип воды гидрокарбонатнонатриевый. Характерным является отсутствие в воде сульфатов, углекислоты, сероводорода. Подземные воды насыщены растворённым газом метанового и азотно-метанового состава. Температура вод зависит от глубины залегания водоносного комплекса и изменяется от 78 оС до 85 оС.

Содержание микроэлементов в пластовых водах изучено в пяти пробах воды.

Юрский водоносный комплекс перекрывает мощной толщей (до 600 м) аргиллито-глинистых отложений кошайской, фроловской, тутлеймской и абалакской свиты келлевей-аптского возраста.

Второй водоносный комплекс объединяет проницаемые отложения верхневикуловской подсвиты, представленные чередованием пластов песчаников 5-10 метров пластов алевролитов и аргиллитов. Общая толщина комплекса 160-200 м. На ряде площадей соседнего Красноленинского свода отложения кровли викуловской свиты нефтеносны. На рассматриваемой территории комплекс не опробовался, по данным ГИС выделяемые в пределах его пласты-коллекторы водоносны. Комплекс содержит не переливающие напорные воды. Минерализация вод составляет 10-15 г/л. Воды бессульфатные. Растворённый газ представлен в основном метаном. Температура воды +53 оС.

Комплекс альб-сеноманских преимущественно алевролито-песчаных отложений толщиной до 320 м. Он отличается от выше- и нижележащих комплексов заметным преобладанием песчаных отложений наиболее выдержанными и мощными водоносными горизонтами с высокими напорами вод, обуславливающими высокие дебиты. На рассматриваемой площади комплекс не опробовался. На соседней Филипповской площади комплекс опробован с помощью КИИ. Минерализация воды 13,5 г/л. Воды по типу хлоридно-кальциевые. Растворённый метановый газ. Температура воды +40 оС.

Водоносный комплекс континентальных песчано-глинистых отложений олигоцен-четвертичного возраста мощностью до 300м. содержит грунтовые и напорные пресные воды свободного водообмена. В качестве основного водоносного горизонта, используемого для водоснабжения вахтовых посёлков и нефтепромыслов, выделяются отложения пелымской свиты. Воды гидрокарбонатнонатриевого типа с минерализацией до 1 г/л и менее.

2.4 Нефтеносность и запасы

Сложная морфология Ловинского месторождения связана, в основном, с различными уровнями водонефтяного контакта по площади и по продуктивным пластам, это связано с изменчивостью литологического состава продуктивных отложений.

Залежи пласта Ю2-4.

Западная залежь представляет собой сложно-построенную залежь, на юго-западе ограниченную тектоническим нарушением. В этой же части залежи в результате анализа временных разрезов и данных структурного дешифрирования выявлен приподнятый блок, который зоной глинизации разделён на два участка с различными уровнями водо-нефтяного контакта, что подтверждается данными ГИС и опробованием скважин. Северный и южный склоны залежи ограничены уровнем ВНК, с востока залежь ограничена тектоническим нарушением, которое прослеживается на всём протяжении с севера на юг, вдоль крупной зоны раздробленности. Исходя из всех данных, на Западной залежи по пласту Ю2-4 установлены три различных ВНК от -2098,6 м до -2148 м. Размеры нефтяной залежи составляют: длинна 17,5 км, максимальная ширина 8 км, высота залежи от 66,2 м до 158,7 м. Максимальная вскрытая эффективная нефтенасыщенная толщина 35,6 м(скв. 8059), минимальная 0,6 м(скв. 8649).

Центральная залежь отделена от Западной тектоническим нарушением. С севера, востока, и юга ограничена, в основном, уровнем ВНК. На севере, в районе скважины 54 по результатам структурного дешифрирования выделен приподнятый участок залежи, ограниченный тектоническим нарушением, ВНК условно принимаем на а.о. -2173м. На юге залежи в районе скважин 5305 и 9341 выделяется приподнятый блок. В этом блоке в скважине 5305 коллектора нефтенасыщены по ГИС до а.о. - 2332,7м. В скважине 9341 коллектора до а.о. -2137,8 м нефтенасыщены, с а.о. - 2139,4 м водонасыщены. Исходя из этих данных ВНК в блоке принимаем условно на а.о. - 2137,8 м( подошва последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 9341). На основном участке Центральной залежи принят ВНК на а.о. -2182м. Размеры залежи: длина 13 км, ширина 7,5 км, высота от 30,5 до 122,9 м.

Типы залежей - пластовые, литологически и тектонически экранированые.

Залежи пласта Ю5-6.

Западная залежь с севера, запада и юга ограничена уровнем ВНК. Внутри залежи наблюдаются участки отсутствия отложений пласта Ю5-6, а также его глинизации. Это районы скважин 8638, 8449, 40, 8451, 8452, 8294, 8346, 8347, 8203, 8405, 8350, 8299, 8300, 8479, 8252, 8253, 8426, 8521, 8517, 8620. Об эродированности складчатого фундамента говорит тот факт, что отметки подошвы коллектора изменяются очень резко, от - 2098м (скв.8683) до - 2249 м (скв.8048). Общая мощность пласта изменяется от 9,7 м (скв.8501) до 79 м (скв.5309, 8025). Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 м (скв.8274, 8214) до 22,4 м (скв.8670). На Западной залежи выделяются три участка с различными уровнями ВНК. Юго-Западный участок залежи от скв.63 до скв.47 имеет уровень ВНК на а.о. - 2141 м.

В скв.8870, 8691, 8692, 8736, 44, 8739 ВНК условно принят на а.о. - 2141,3 м. Участок в районе скв.8746, 8782, 8783 оказался опушенным по отношению к основной залежи и имеет свой ВНК на а.о. - 2190 м.

На остальной части залежи уровень ВНК принят на а.о. -2160 м. ВНК пласта Ю5-6 на Западной залежи располагается в интервале а.о. -2159 -2166 м. Размеры залежи: длинна 15км, ширина 6 км, высота 35-40 м.

Центральная залежь отделена от западной залежи серией тектонических разрывных нарушений северного простирания. С севера, востока и юга залежь ограничена уровнем ВНК. Внутри залежи, также, как и на западной, наблюдаются участки отсутствия пласта Ю5-6, а также замещения его коллекторов глинистыми разностями. В этих зонах пробурено 35 скважин.

Общая мощность пласта изменяется от 19,6 м (скв.9130) до 67,3 м (скв.9350). Максимальная эффективная толщина 19,6 м (скв.9343), эффективная нефтенасышенная толщина изменяется от 0,6 м (скв.9233) до 15,6 м. (скв.9556).

На Центральной залежи, также как и на Западной, наблюдается большая эродированность складчатого фундамента ко времени осадконакопления отложений пласта Ю5-6. Об этом свидетельствует тот факт, что отметки подошвы коллекторов колеблются от - 2119 м (скв.9130) до - 2253,6(скв.56).

В некоторых скважинах, в районе линии ВНК, водонасыщенные коллектора находятся выше ВНК по а.о., возможно это ошибки при замере кривизны ствола скважины(скв.9027, 9082, 9104, 5300). Поэтому, на этих скважинах линия ВНК проведена с учетом фактического положения ВНК.

В других случаях нефтенасыщенные коллектора оказались ниже линии ВНК, объясняется это очень большими отклонениями забоя скважины от устья и ошибками в замере кривизны (скв. 9259, 9261, 9290 и др.).

В ряде других скважин наблюдается выделение водонасыщенных коллекторов выше линии ВНК (скв. 9266, 9278, 9264, 9304 и др.), не исключено образование во время осадконакопления образования отдельно запечатанных водонасыщенных линз, а которые в период нефтеобразования нефть несмогла проникнуть.

На Центральной залежи выделяется четыре участка с различными уровнями ВНК.

Самый низкий уровень ВНК располагается в районе скв. 67, где подошва нижнего нефтенасыщенного коллектора находится на а.о. - 2234,7 м, по которой и проводим условный ВНК.

На участке, расположенном между основным тектоническим нарушением, делящим месторождение на Западную и Центральную залежи, и нарушением в районе скв. 9286, 9306, выделяется блок с ВНК, расположенным на а.о. - 2195 м.

На остальной части залежи ВНК принимаем на а.о. - 2192 м.

Размеры нефтяной залежи длинна 11,5 км, ширина 6 км. Высота залежи в среднем 20 м.

Тип залежи - пластовый, литологически и тектонически-экранированный.

Извлекаемые запасы нефти Ловинского месторождения утверждены ГКЗ в 1995 году в количестве 22150 тыс.т (по категории АВС1 - 20887 тыс.т, по категории С2 - 1263 тыс. т), КИН - 0,2 (по категории АВС1 - 0,201, по категории С2 - 0,186).

С начала разработки месторождения по состоянию на 01.01.05 года добыто 9548 тыс.т нефти или 43,1 % от начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,086.

Остаточные извлекаемые запасы месторождения, числящиеся на балансе РГФ по состоянию на 01.01.05 года, составляют 12074 тыс. т по категории АВС1. По уровню добычи нефти 2004 года (622,8 тыс.т) обеспеченность месторождения запасами составит на 11 лет.

2.5 Физико-гидродинамические характеристики коллекторовпродуктивных пластов Ю2-4 и Ю5-6 по керну Ловинского месторождения

Коллекторские свойства пород определялись по общепринятым методикам. Открытая пористость (Кп) - методом насыщения, проницаемость (Кпр) - методом фильтрации газа на модернизированной установке ГК-5. Приведены данные о водонасыщенности, определённой центрифужным способом на определённом режиме, много лет применяемом при изучении пород Западной Сибири. Эти данные, названные водоудерживающей способностью (Квс), являются комплексной характеристикой литолого-физических свойств пород, как возможных коллекторов (таблица 2.5.1).

Пласт Ю2-4.

Гранулометрическими анализами пласт Ю2-4 охарактеризован по 5 скважина (всего 18 анализов), из них 15 (3 скв.) - по центру и 3 (2 скв.) по западу. Параметры закономерно отражают литологическую неоднородность разреза. Так, содержание крупнопесчаной фракции варьирует от 0 до 27,9 %, среднепесчаной от 0 до 33,1 %, глинистость от 3,8 до 15,8 %, медианные диаметры от 0,03 до 0,26 мм, а степень отсортированности от хорошей (1,13) до средней (2,4). Закономерности в изменении зернистости по площади не устанавливаются в связи с малым количеством анализов. В целом по разрезу пласта Ю2-4 доминируют мелкозернистые песчаники (Md = 0,11 мм), которые в данных условиях обычно являются коллекторами 4-5 классов.

Коллекторские свойства пласта Ю2-4 изучены по разрезам 20 скважин. Суммарная эффективная толщина, охарактеризованная анализами, составляет 98,3 м. Плотность анализа на 1 м её составляет 5,4 определений пористости, 3 -проницаемости и 2,3 -водоудерживающей способности.

Ёмкостные свойства пласта, изучены по 532 определениям. Пористость варьирует в широком диапазоне: от 10,4 до 25,5 %, в среднем составляет 17,2 %(округленно 17 %).

Фильтрационные свойства пласта изучены в 18 скважинах. Варьируют они в широком диапазоне: от 0,1 до 349*10-3 мкм2. Кпр в среднем составляет 21*10-3 мкм2. Почти половина изученных пород(48 %) относится к 5 классу проницаемости, часто развиты породы 4 класса - их 26 %. Более проницаемые коллекторы встречаются редко: Кпр от 100 до 500*10-3 мкм2 (в т.ч. только 0,8 % с Кпр больше 300*10-3 мкм2).

Водоудерживающая способность пород, в соответствии с невысокими ФЕС, довольно высокая -54 % в среднем по пласту (47 % по Центральной, 59 % по Западной залежам), это чётко свидетельствует о том, что качество коллекторов Западной части значительно хуже и что большая часть порового пространства в условиях пласта занята водой, размеры пор чаще небольшие, а глинистость выше, чем в Центральной залежи.

Пласт Ю5-6.

Гранулометрический состав коллектора охарактеризован по 4 скважинам (7 анализов) и отражает резкую литологическую неоднородность отложений. Так, содержание крупнопесчаной фракции изменяется от 1,7 до 77,8 %, среднепесчанной от 4,5 до 31,8 %, мелкопесчанной от 8,6 до 55,4 %, медианные диаметры от 0,11 до 0,65 %. Закономерности в изменении зернистости по площади не устанавливаются в связи с недостаточным количеством анализов. В целом по пласту доминируют средне-крупнозернистые песчаники (Md = 0,31 мм), что резко отличает его от менее зернистых пород пласта Ю2-4.

Коллекторские свойства пласта Ю5-6 изучены по разрезам 15 скважин, большинство из которых приурочены к Западной залежи (в Центральной - всего 3 скважины). Общая изученная эффективная толщина составляет 40 м. На 1 м её приходится 5,3 операции Кп и 2,5 определений Кпр и Квс.

Ёмкостные свойства пласта изменяются от 10 до 24 %, пористость составляет в среднем 17,6 %. В большинстве случаев(83 %) изученные породы имеют пористость от 14 до 22 %.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Основные проектные решения по разработки месторождения

Месторождение введено в эксплуатацию в апреле 1986 года, закачка воды начата в июне 1987 года. Ловинское месторождение является крупным по запасом и размерам, поэтому по рядам нагнетательных скважин разделено на 8 блоков.

Разработка месторождения осуществляется на основании последнего проектного документа «Технологической схемы разработки», который составлен институтом СибНИИНП в 1989 году и утверждён Центральной комиссией по разработке в 1990 году. В принятом варианте предусматриваются следующие основные проектные решения:

выделение двух объектов разработки Ю2-3 и Ю4-5;

пласты пачки Ю2-3 разбуриваются по сетке 20 га/скв;

пласты пачки Ю4-5 разбуриваются по сетке 40 га/скв;

площадная девятиточечная система заводнения в зоне распространения низкопродуктивных коллекторов с трансформацией в избирательную, в зонах распространения высокопродуктивных коллекторов;

приобщение объекта Ю4-5 в скважинах предназначенных на объект Ю2-3.

в развитии системы разработки месторождения выделяются три стадии.

На начальной(1 стадии) в скважинах объекта Ю2-3 перфорируются оба объекта разработки, в результате по объекту Ю4-5 эти скважины оказываются на расстоянии 300 м от нагнетательных скважин объекта Ю4-5. Плотность сетки по объекту Ю4-5 на 1 стадии -13,5 га/скв. В связи с небольшим расстоянием(300 м) между нагнетательной скважиной объекта Ю4-5 и скважинами объекта Ю2-3, последние обводняются в течении 1-1,5 лет, после чего в этих скважинах объект Ю4-5 изолируется, и скважины продолжают эксплуатировать объект Ю2-3(2 стадия). Объект Ю4-5 продолжает эксплуатироваться по своей сетке скважин(40 га/скв). Учитывая лучшие коллекторские свойства пласта Ю5, предусматривается его изоляция после выработки и последующая эксплуатация пласта Ю4. На 3 стадии возможен перевод скважин пласта Ю4 на объект Ю2-3 с выборочной перфорацией интервалов, характеризующихся низкой степенью выработанности. Возможен вариант, когда объект Ю2-3 представлен низкопродуктивной зоной. В этом случае в нагнетательных скважинах объекта Ю2-3 на 1 стадии не производится перфорация объекта Ю4-5, а ведётся закачка воды в свой объект с целью поддержания энергетического состояния залежи.

В тектоническом отношении Ловинское месторождение расположено в Шеркалинской зоне прогибов, занимая Западно - Ловинскую,

Средне - Ловинску и Ловинскую положительные структуры, которые объединяются в Ловинско - Яхлинский вал.

В целом месторождение представляет собой сложнопостроенный многокупольный объект северо-восточного простирания, разбитый тектоническими нарушениями на серию ступеней, по которым и происходит погружение поверхности доюрского основания с юго-запада на северо-восток.

Продуктивные пласты Ловинского месторождения стратиграфически приурочены к тюменской свите средней юры. Пласт Ю2-4 представлен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов с прослоями и линзами карбонатных пород и углей. Коллекторами являются мелко-, редко-, среднезернистые песчаники и крупно-, среднезернистые алевролиты, массивные и слоистые вследствии концентрации углисторастительного дентрита и глинисто - слюдистого материала по плоскостям наслоения.

Продуктивный пласт Ю5-6 по литологическому составу значительно отличается вышеописанных отложений и представлен неоднородным переслаиванием гравелитов, песчаников разнозернистых, гравелитистых, мелко - среднезернистых, реже алевролитов и глин. Более развиты прослои и линзы карбонатных пород и углей. Отмечается крайне низкая степень отсортированности обломочного материала гравелитов. Коллекторами являются гравелиты, песчаники гравелитистые, песчаники мелко - среднезернистые и алевролиты крупно - среднезернистые.

Вещественный состав части пород обоих пластов полимиктовый. Цемент полиминеральный, существенно глинистый. Доминируют минералы цемента в гравелитах хлорит и гидрослюда, в песчаноалевритовых разностях - каолинит.

Разработка месторождения осуществляется на основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИНП в 1990 году. Реализация основного положения техсхемы - выделения двухэксплуатационных объектов и создание раздельных сеток скважин, оказалось возможным лишь в отдельных зонах месторождения. Так как в восточной его части верхний объект(Ю2-4) является основным, а нижний(Ю5-6) либо отсутствует или заглинизирован, либо водонасыщен. В западной части наоборот, нижний объект является основным. Подтверждает это и сопоставление показателей геологической макронеоднородности пластов - коллекторов Ловинского месторождения. Так, по пласту Ю2-4, такие показатели, как средняя эффективная мощность, коэффициент песчанистости и средняя эффективная мощность одного пропластка ухудшается в направлении с востока на запад или с 1-го по 8-ой блок. По пласту Ю5-6 наоборот, геологическая неоднородность увеличивается в обратном направлении. Исключение лишь составляет коэффициент песчанистости - его изменение по площади залежи пласта Ю5-6 носит менее закономерный характер. По месторождению также наблюдается рост геологической неоднородности в направлении с востока на запад.

В целом можно отметить низкую пасчанистость продуктивных пластов, которая определяется высокой расчленённостью и то, что в общем объёме нефтенасыщенных толщин значительную долю составляют пропластки толщиной менее 1 метра.

Фильтрационные свойства пласта Ю5-6 (49 мД) выше, чем по пласту Ю2-4 (21 мД). В СибНИИНП проведена оценка фильтрационных свойств продуктивных пластов по проницаемости, результаты исследований характеризуют пласты как объекты зонально-слоистой неоднородностью.

По пласту Ю2-4 достигнута нефтеотдача 5,84 %, которая изменяется по отдельным блокам от 1,85 % до 11,59 %, при обводнённости продукции 57 % и водонефтяном факторе 0,398. Темп отбора жидкости с начала разработки равен 0,58 %, текущий - 0,78 %. Текущая компенсация отбора закачкой составляет 137,8 %, накопленная - 179,5 %.

Более высокие темпы и лучший характер выработки запасов имеет пласт Ю5-6. Текущая нефтеотдача равна 9,59 % при обводнённости 65,9 % и водонефтяном факторе 0,417. Темп отбора жидкости с начала разработки -0,99 %, текущий - 1,55 %. Накопленная компенсация 93,2 %, текущая - 97,3 %. Основная причина лучшей выработки запасов по пласту являются более плотная сетка скважин, которая в примерно равных геологических условиях позволила поддержать более высокие темпы отбора жидкости, полнее охватить процессом вытеснения продуктивные пласты и достигнуть более высокого текущего коэффициента нефтеотдачи. Также следует отметить, что компенсация отбора закачкой по пласту Ю5-6 поддерживается на более оптимальном уровне.

Для установки степени вовлечения в разработку запасов нефти различных пластов проведена статистическая обработка промыслово-геофизических исследований добывающих и нагнетательных скважин.

Степень подключения нефтенасыщенных толщин в работу в добывающих скважинах по пласту Ю2-4 колеблется от 14,3 %(5 блок) до 36,5 % (2 блок) и в среднем составляет 32,5 %, по пласту Ю5-6от 21,4 %(3 блок) до 68,3 %(6 блок) и в среднем 44,7 %. По месторождению в целом охват в среднем равен 36,9 %.

В нагнетательных скважинах степень подключения проницаемых толщин в работу составляет: по пласту Ю2-4 в среднем 50,8 %, по пласту Ю5-6 в среднем 60,4 %, и в целом по месторождению - 54 %.

Данные промыслово-геофизические исследования ещё раз доказывают, что выработка запасов пласта Ю5-6 осуществляется более эффективно, чем пласт Ю2-4.

В целом же, низкая степень подключения в работу нефтенасыщенных толщин объясняются присутствием в разрезе значительного количества низкопроницаемых коллекторов и небольшими толщинами.

3.2 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Извлекаемые запасы нефти Ловинского месторождения утверждены ГКЗ в 1995 году в количестве 22150 тыс.т.

По состоянию на 1 января 2005 года с начала разработки добыто 18770,8 тыс. т жидкости(таблица 3.2.1). В 2004 году дополнительно добыто жидкости на 40,9 тыс.т(фактический уровень добычи жидкости 2220,1 тыс. т по проекту 2179,2 тыс. т). При средней обводнённости продукции 79 %, против 81 % по проекту, извлечено с начала разработки 9547,7 тыс. т нефти или 43,1% от начальных извлекаемых запасов, планировалось добыть 9503,0 тыс. т нефти или 45,5 % от начальных извлекаемых запасов. В 2004 году фактический уровень добычи больше проектного на 44,7 тыс.т.(фактический уровень добычи нефти 734,7 тыс.т. по проекту 690 тыс.т.). Темп отбора, как и планировалось, 3,3 % от начальных извлекаемых запасов. Коэффициент нефтеизвлечения составил 0,086.

В настоящее время эксплуатационное бурение на месторождении не завершено, оставшийся для бурения фонд включает 161 скважину, всего пробурено 917 скважин, по проекту должно быть 1078 скважин. Разница между проектным и фактически пробуренным фондом объясняется отказом от бурения до уточнения границ распространения продуктивных отложений.

В 2004 году из бурения в эксплуатацию введена 1 новая добывающая скважина, дополнительно добыто 0,1 тыс. т нефти. Проектные дебиты новых скважин по жидкости 15 т/сут, фактические дебиты новых скважин по жидкости 9,9т/сут, на 34 % ниже проектных. Т.к. средняя обводнённость продукции новых скважин (5,2 %) ниже проектной обводнённости продукции (40 %) фактический средний дебит нефти по новым скважинам составляет 9,5 т/сут, против проектного 9,0 т/сут.

В 2004 году, по экономической оценке, из добывающего фонда выбыла 151 скважина, поэтому на 01.01.05 года фактически действующий фонд составляет 438 скважин, по проекту должно выбыть 18 скважин и действующий фонд должен составлять 491 скважину.

Фактический средний дебит скважин по нефти на 1,5 т/сут больше проектного(5,9 т/сут вместо 4,4 т/сут) Фактический средний дебитом скважин по жидкости на 3,9 т/сут больше проектного(17,7 т/сут вместо 13,8т/сут). Более высокий коэффициент эксплуатации скважин(0,939 вместо 0,9).Кроме того, фактическая обводнённость скважин (79 %) ниже проектной (81 %).

С начала разработки на 1 января 2005 года на месторождении закачано 33984,4 м3/сут, компенсация составила 135,0 %(по проекту 120 %). В текущем году закачено 3212,0 м3/сут, это на 669,8 м3/сут меньше проектного(3981,8 м3/сут). Текущая компенсация составила 118,4 %.

В 2004 году введено 3 нагнетательных скважины, планировали ввести 4 скважины. На конец года действующий фонд составил на 45 скважин меньше проектного(75скважин факт, 120 скважин проект), т.к. выбыло из нагнетательного фонда 43 скважины.

При сопоставлении проектных и фактических показателей разработки видно, что при меньшем действующим фонде добыто нефти в текущем году на 44,7 тыс. т больше.

3.3 Текущее состояние разработки Ловинского месторождения

Месторождение введено в эксплуатацию в 1986 году, в настоящее время разрабатывается на основании технологической схемы 1990 года.

Проектным документом предусмотрена площадная, девятиточечная на Ю2-4, пятиточечная на Ю5-6, избирательная система заводнения.

На 01.01.2005 г. пробурено - 926 скв., по проекту - 1564 скв. Эксплуатационный фонд составил 491 скв. из них действующих - 438 скв. Из бездействия введено 10 скв., из пьезометра и консервации 18 скв. Введена в разработку из бурения 1 скв.

Основную добычу 99,1% обеспечивает механизированный фонд.

Добыча нефти за отчетный период составила 622.8 тыс.т, при плановом задании 635.9 тыс.т, жидкости добыли 2757.5 тыс.т.

Для поддержания пластового давления в пласты закачали 3107 тыс.м3 (при плане 3387 тыс.м3). Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин равен 98, из них действующих - 73 скв. Пластовое давление на 01.01.2005г. равно 22,8 Па, с начала года снизилось на 0,1 Па. Компенсация отбора жидкости с начала года равна 97,9%, с начала разработки - 121,6%.

За счет геолого-технических мероприятий проведенным по 243 скв. дополнительно добыли 79.0 тыс.т нефти (т.е. 12.7% всей добычи), в т.ч:

Ввод новых скважин - 1 скв. (доп. добыча 0, 1 тыс.т).

Ввод из бездействия - 10 скв. (доп. добыча 6.1 тыс.т).

Оптимизация режимов раб. скв. - 115 скв (доп. добыча 35.3 тыс.т).

Изоляция притоков вод - 5 скв. (доп. добыча 1.9 тыс.т).

Интенсификация притоков - 82 скв. (доп. добыча 20.3 тыс.т).

в т.ч. ГРП - 23 скв. (доп. добыча 46 тыс.т).

Ввод скв. из пьезом. и консервации - 18 скв. (доп. добыча 5.3 тыс.т).

С начала разработки месторождения отобрано 12366 тыс.т нефти, жидкости - 28764 тыс.т, закачано воды - 45041.3 тыс.м3.

Коэффициент извлечения запасов по месторождению равен 50.6%, темп отбора от НИЗ - 2.6%.

Месторождение находится на III стадии разработки. В среднем действующий фонд за год увеличился на 22 скважины. Среднегодовой темп отбора жидкости за отчетный период изменился не значительно и составляет 1,1%. Среднегодовая обводненность продукции выросла с 76% до 79%, что связано с увеличением среднегодовой закачки воды при не изменяющемся темпе отбора жидкости и как следствие уменьшение среднегодовых дебитов нефти с 4,6 т/сут. до 3,8 т/сут.

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Технические средства применяемые при проведении ГРП

При производстве гидроразрывов пластов на скважинах Ловинского месторождения применяется оборудование изготовленное компанией «Stewart & Stevenson Services, Inc.» Комплект спец. техники включает в себя:

4 насосных агрегата, модель FC- 2251.

Краткая характеристика насосного агрегата:

Установка монтируется на шасси грузового автомобиля и предназначена для эксплуатации в сложных дорожных условиях. Установка может нагнетать ингибированную кислоту и другие расклинивающие растворы; управляется на расстоянии либо с помощью пульта дистанционного управления, либо с помощью передвижной автоматизированной системы сбора данных и управления. Может эксплуатироваться в диапазоне температур от -40 градусов Цельсия до +40 градусов Цельсия.

Габаритные размеры:

общая длина - 11,22м

ширина - 2,44м

высота - 4,0м

масса - 34тонны.

блендер с автоматической системой химических добавок.

Краткая техническая характеристика блендера:

Смеситель рассчитан на эксплуатацию в диапазоне температуры от -40 градусов Цельсия до +40 градусов Цельсия.

Габаритные размеры

длина - 10,23м

ширина - 2,43м

высота - 3,96м

масса - 22,73тонны.

мобильная компьютерная станция обработки данных и управления, модель TC-22АСD с программным обеспечением

Краткая характеристика станции управления:

Установка включает в себя вспомогательный пульт управления гидроразрывом и компьютерное устройство для бортового сбора данных, расчета режима работы и первичного анализа. Рассчитана на эксплуатацию в диапазоне температуры от -40 градусов Цельсия до +40 градусов Цельсия.

Станция контроля оснащена компьютерной системой ( Data Acquisition

System) и 2-мя сервисными компьютерами. Компьютеры используются для проектирования ГРП, для записи данных и их обработки. Программное обеспечение и записывающая система настроены для блендера ГРП и не могут быть использованы с любым другим видом оборудования.

Габаритные размеры

длина - 7,16м

ширина - 2,42м

высота - 3,03м

масса - 13600кг

манифольд с комплектом труб и шлангов высокого давления, модель IC-320

Краткая характеристика блока манифольда:

Установка собрана на салазках, смонтированных на грузовике с лебедкой и роликом в сборе. Салазки перевозятся на место операции на грузовике, там снимаются с шасси и размещаются для операции на грунте. Грузовик оснащен краном для использования при разгрузке труб и соединительных элементов с салазок. Установка приспособлена для применения со смесителем производительностью 9,54 м3/мин. и до шести насосных агрегатов в сложных условиях рельефа и при температурах от -40 градусов Цельсия до +40 градусов Цельсия.

Габаритные размеры

длина - 10,7м

ширина - 2,43м

высота - 3,03м

масса - 13600кг

транспортер расклинивающего материала, модель РС-200.

Краткая характеристика транспортёра-подъёмника:

Транспортёр-подъёмник предназначен для различных видов перевозок и погрузочно-разгрузочных работ с тяжёлым нефтедобывающим оборудованием, особенно с блоком манифольда.

Краткая характеристика сандтрака(песковоз):

Назначением сандтрака является перевозка проппанта и его загрузка на блендер в контролируемом количестве.

5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

5.1 Рекомендации по совершенствованию системы разработки

При бурении Ловинского месторождения оказалось, что геологическое строение пластов коллекторов намного сложнее, чем предполагалось ранее. Поэтому только на отдельных участках месторождения оказалось возможным создание раздельных сеток скважин. В результате низкой продуктивности скважин, 48 % нефтяного фонда находятся в консервации и пьезометрическом фонде, т.к. эксплуатация их экономически невыгодна. Выработка пластов происходит неравно, т.к. система разработки месторождения трансформирована.

Для совершенствования системы разработки необходимо:

1. в нефтяных скважинах провести интенсификацию притока нефти, за счёт увеличения продуктивности скважин действующего и переодического фонда находящегося в консервации;

2. в нагнетательных скважинах провести выравнивание профиля приёмистости;

...