1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района

В административном отношении Средне-Итурское месторождение

находится в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа

Тюменской области. Окружной центр г. Салехард, районный центр - поселок

Тарко-Сале.

Ближайшие месторождения, запасы которых утверждены в ГКЗ:

Суторминское (в 6 км к северо-западнее), Карамовское (в 16 км юго-западнее) и

Западно-Ноябрьское непосредственно соединяющееся со Средне-Итурским

месторождением в районе разведочной скважины № 738.

К востоку от Средне-Итурского месторождения проходит трасса

газопровода Уренгой – Челябинск - Новополоцк и параллельно ей железная

дорога Сургут - Новый Уренгой. В 40 км к юго-востоку проходит

автомобильная трасса Ноябрьск - Сургут - Тюмень. От города Ноябрьск до

Западно-Ноябрьского месторождения проходит автомобильная дорога с

бетонным и асфальтовым покрытием. К западу от рассматриваемой

территории, через Суторминское, Муравленковское, Карамовское и

Холмогорское месторождения проходят трассы магистральных нефте - и

газопроводов на Омск и Сургут.

Электроснабжение района осуществляется от Сургутской ГРЭС.

Ближайшими населенными пунктами являются: вахтовый поселок

Суторминский, расположенный в 22 км западнее, город Ноябрьск в 41 км юго-

восточнее. Районный центр Тарко-Сале находится в 222 км северо-восточнее.

Поиски, разведка и добыча нефти на прилегающих к Средне-Итурскому

месторождению территориях ведет ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз".

Холмогорское, Карамовское, Западно-Ноябрьское месторождения нефти

разрабатываются ТПДН "Холмогорнефть". Эксплуатационное бурение на

Средне-Итурском месторождении осуществляется с 1994 года силами

Суторминского УБР. Поисково-разведочные работы проводились с 1989 г.

силами Ноябрьского нефтегазоразведочного предприятия.

зафиксирована в пределах 0,4 -0,6 м. Стабилизированная температура на

глубине 7-9 м составляет -0,4- 0,8 градусов цельсия.

Непосредственно на территории месторождения гидрогеологические

изыскания не проводились. Специальные работы по разведке пресных

подземных вод проводились на соседних Муравленковском, Холмогорском

месторождениях. в этих районах источником водоснабжения поселков

рекомендован олигоценовый водоносный комплекс. Другим водоносным

комплексом, который может быть использован для хозяйственных нужд

является четвертичный водоносный комплекс.

1.2 Краткая история открытия и разведки месторождения

Средне-Итурское нефтяное месторождение открыто в 1990 году

Ноябрьской геологоразведочной экспедицией и расположено в 45 км от г.

Ноябрьск. Месторождение многопластовое, сложнопостроенное с

трудноизвлекаемыми запасами нефти. Введено в промышленную разработку в

1993 году на основании проекта пробной эксплуатации пластов БС91 и БС120,

выполненного Ноябрьск НИПИ нефть и утверждено ЦКР Минтопэнерго РФ

(протокол № 1598 от 03. 11. 93г.).

В 1992 году в скважине № 778, расположенной в своде купола при

испытании пластов БС81, БС101 и БС112 были получены фонтанирующие

притоки нефти. Следующая скважина, пробуренная на середине расстояния

между скважинами № 778 и № 776, вскрыла также сводовую часть поднятия.

По вынесенному керну и материалам ГИС в скв. № 780 выделены

продуктивные пласты БС6, БС7, БС8, БС101, БС121, БС120. При опробовании

получены фонтанирующие притоки нефти из пластов БС121, БС120, БС101,

непереливающие из пластов БС9, БС7, приток нефти с водой – из пласта БС6.

Основой для построения геологических моделей послужили

детализационные сейсморазведочные работы СП-14/87-89, СП-84/87-89,

Топосъемка месторождений ТПДН «Холмогорнефть»

Рисунок 1.

6. ОБОСНОВАНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ

Мероприятия научно-технического прогресса имеют непосредственное

влияние на технико-экономические показатели. В результате применения того

или иного метода, мы имеем увеличение добычи, или экономию материалов, или

экономию электроэнергии. Следствием чего является увеличение прибыли. Но

также в некоторых случаях мы имеем и убытки, это происходит в случаях, когда

стоимость мероприятий НТП превышает прибыль от проведения этих

мероприятий.

С точки зрения экономической эффективности и учетом наиболее полного

извлечения запасов, достижения утвержденного КИН и наращивания добычи

нефти в ТПДН «Холмогорнефть» оптимальным геолого-техническим

мероприятием является гидравлический разрыв пласта.

Данное месторождение имеет сложное строение, характеризуется высокой

расчлененностью разреза и низкими значениями проницаемости.

Для вовлечения пассивных запасов в активную разработку на месторождении

начал применяться гидравлический разрыв пласта (ГРП). Этот метод является

наиболее эффективным из всех способов обработки низкопроницаемых пластов.

При применении ГРП выравнивается темп отбора нефти из

слабодренируемых и высокопродуктивных зон пласта.

Быстрая окупаемость капитальных вложений позволила добиться высоких

экономических показателей при продолжительности эффекта 2-3,5 года.

Для увеличения прироста дополнительно добытой нефти спрогнозируем и

рассчитаем эффективность от проведения нашего мероприятия на 3 года. В каче-

стве исходных данных примем, что дополнительная добыча после ГРП составила:

в первом году 14200 т, во втором 11400 т и в третьем - 8900 т . При расчете эф-

фекта учтем следующие данные:

Стоимость мероприятия (ГРП)-1010000 руб.

Цена одной тонны нефти-2065 руб.

..налПробл - прирост прибыли, облагаемый налогом, млн.руб,

Nп - ставка налога на прибыль, %.

Прирост прибыли от реализации нефти можно определить по формуле 6.5.

..налПробл В - И , (6.5.)

..налПробл 29,32 – 9,30 = 20,02 млн. руб.

100..

NпрналПроблНпр = 20,02 *0,24 = 4,8 млн.руб.

Прирост потока денежной наличности рассчитывается по формуле 6.6.

НпрИQВПДН )( , (6.6.)

Прирост накопленного потока денежной наличности определяется по

формуле 6.7.

T

RRПДННПДHt

1

, (6.7.)

где, НПДНt - прирост накопленного потока денежной наличности за

все годы расчетного периода, млн. руб,

ПДНк - прирост потока денежной наличности в к-ом году, млн. руб,

Т - текущий год,

R - годы, предшествующие текущему году включительно.

Коэффициент дисконтирования можно рассчитать по формуле 6.8.

ТТрЕнп )1/(1 , (6.8)

где, - коэффициент дисконтирования,

Енп - нормативный коэффициент приведения (10%).

Тр – год, к которому приводят результаты расчета.

Приросты дисконтированных потоков денежной наличности ( ДПДН ) и

чистой текущей стоимости ( ЧТС ) определяются по формулам 3.9. и 3.10.

соответственно.

ПДНДПДН , (6.10.)

Прирост ДПДН Млн.руб. 13,83 23,69 29,42

Прирост ЧТС Млн.руб. 13,83 37,52 66,94

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

1 2 3

Год

Млн. руб.

Прирост ДПДН Прирост ЧТС

Рисунок 6.1 ДПДН и ЧТС проекта

Анализируя профили НПДН и ЧТС, можно сделать вывод, что мероприятие

по ГРП окупаются уже в первом году его реализации, чистая текущая стоимость

мероприятия за три года составляет 66,94 млн. руб., поэтому данное мероприятие

может быть принято для осуществления на данном этапе.

Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют

определенную степень риска, связанную с природными факторами и рыночными

(риск изменения цен), то необходимо провести анализ чувствительности данного

спрогнозированного проекта.

Для анализа примем следующие параметры:

Годовая дополнительная добыча (– 30 %, +10%);

Цена на нефть (– 20 %, +20%);

Текущие затраты ( - 10 %, +20%);

налогообложения. Из диаграммы “Паук” видно, что при заданной вариации

факторов ЧТС остается в положительной области, что свидетельствует об

отсутствии риска по данному проекту и он рекомендуется к внедрению.

5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

5.1 Основные направления обеспечения безопасности и экологичности

добыче нефти и газа в районе деятельности ТПДН “Холмогорнефть”

При добыче нефти и газа на людей, окружающую среду и инженерно-

технический комплекс ТПДН “Холмогорнефть” негативное действие

оказывают физические, химические и психофизиологические факторы.

К основным электроопасным объектам относятся скважины,

оборудованные УЭЦН и ШСНУ к которым подведены линии

электропередач, кабели большой длины, в которых может возникнуть обрыв

провода. На территории кустов, скважин, имеются трансформаторы, станции

управления. Всё это создаёт опасность поражения электрическим током. При

эксплуатации скважин УЭЦН увеличивается зона поражения электротоком,

т.к. резко возрастает длина токопроводящего кабеля от пульта управления до

электродвигателя, причём часть его проходит по поверхности.

К пожара - и взрывоопасным объектам на предприятии относятся: цех

подготовки и перекачки нефти, товарные парки нефти, заправочные станции,

мини нефтеперерабатывающий завод. Помещения, в которых взрывоопасные

смеси не образуются при нормальных условиях работы, но могут

образоваться при авариях и неисправностях – это помещения нефтяных

насосных, газовых компрессорных станций, газораспределительных будок.

Оборудование, используемое при нефтедобыче и при ремонте

нефтепромыслового оборудования, относится к классу опасного. Взрыв или

возгорание газообразных или смешанных горючих химических веществ

наступает при определенном содержании этих веществ в воздухе, что

приводит к разрушению и повреждению зданий и сооружений,

технологических установок, емкостей и трубопроводов.

Опасным оборудованием являются: движущиеся машины и механизмы,

незащищенные подвижные элементы производственного оборудования,

статические нагрузки, так как почти весь рабочий день проводят сидя в

кабинетах. Нервно-эмоциональные нагрузки (переутомление, возникающее

после работы у всех работников ТПДН, перенапряжение зрения, у тех кто

весь рабочий день проводит за компьютером и слуха, у рабочих, работающих

на шумных объектах, указанных ранее.

При высоких уровнях воздействия негативных факторов на человека

наблюдаются острые или хронические заболевания, травмирование людей и

их гибель. Экологические системы могут получить обратимые или

необратимые повреждения, что часто приводит к гибели животных,

растений, рыб и других живых организмов, а также к серьезному нарушению

устойчивости функционированию экосистем. Здания, сооружения,

оборудование и технические системы под действием физических и

химических факторов могут получать различные виды повреждений (от

незначительной деформации до полного разрушения или потери

работоспособности). Последствия действия негативных факторов оценивают

в следующих формах: несчастный случай, чрезвычайное происшествие (ЧП)

и чрезвычайная ситуация (ЧС).

Обеспечение безопасности на предприятии осуществляется по трем

направлениям:

1) разработка и внедрение эффективных мероприятий,

обеспечивающих безопасность труда и технологических процессов;

2) обеспечение надежной защиты работников и инженерно-

технического комплекса ТПДН в чрезвычайных ситуациях;

3) проведение комплекса мероприятий по обеспечению экологической

безопасности в районе деятельности ТПДН “Холмогорнефть”.

С целью разработки и внедрения эффективных мероприятий,

обеспечивающих безопасность технических систем и технологических

эффектов в ТПДН “Холмогорнефть” создан отдел Техники Безопасности,

который создает регламент любого технологического процесса, без которого

не проводятся никакие работы. В регламентах описаны все мероприятия,

6) обеспечение безопасности эксплуатации машин, механизмов и

производственных помещений;

7) обеспечение комфортных условий труда работников;

8) защита от вредного воздействия шума и вибрации.

Для предотвращения возникновения пожаров разработаны регламенты

и инструкции, соблюдение которых контролируется на всех уровнях ТПДН

“Холмогорнефть” от главного инженера до мастера. Следует поддерживать в

надлежащем состоянии дороги, проезды и подъезды к производственным

объектам, водоемам, пожарным гидрантам и средствам пожаротушения. В

ТПДН выполняются все требования по обеспечению пожара – и

взрывобезопасности. За последние годы она повысилась в значительной

степени благодаря внедрению систем герметизации сбора и хранения нефти

и газа.

Для защиты пожаро - и взрывоопасных помещений от попадания в них

молнии броня кабелей и металлические трубопроводы в местах ввода их в

здания заземлены.

Для отвода в землю атмосферного электричества в результате прямого

удара молнии и предупреждения прямого удара молнии установлены

молниеотводы. Ежегодно перед началом грозового сезона проверяются

устройства молниезащиты и устраняются обнаруженные неисправности.

Электробезопасность может быть обеспечена только строгим

выполнением требований действующих электротехнических нормативов.

Жестко контролируются условия работы с электроустановками: не

допускается выполнение работ без устного или письменного (наряда)

разрешения; запрещается работать в одиночку; до проведения работ надо

выполнить все необходимые организационные и технические мероприятия

по обеспечению техники безопасности. Для повышения безопасности весь

персонал, использующий или обслуживающий электроустановки, подлежит

регулярному медицинскому осмотру, проходит обучение, переквалификацию

и проверку знаний по технике безопасности и др.

излучений, удаление источника электромагнитных излучений от рабочего

места или наоборот.

К герметичным системам (ГС) работающим под давлением относятся:

трубопроводы, арматура, КИП и предохранительные устройства,

сепараторы. Нагнетательные линии, работающие под высоким давлением,

собирают из стальных высокопрочных бесшовных труб. После нескольких

циклов работы проводят ультразвуковую дефектоскопию с целью

обнаружения нарушений и микротрещин, неоднородностей и так далее.

При работе с ГС выполняются следующие требования: нагнетательные

трубопроводы, их детали и арматура после сборки на заводе, а также после

ремонта с применением сварки подлежат опрессовке пробным давлением, в

остальных случаях давление опрессовки равняется рабочему, умноженному

на коэффициент запаса прочности. Персонал, на который возложены

обязанности по обслуживанию ГС тщательное проводит наблюдение за

порученным ему оборудованием путем его осмотра, проверки действия

арматуры, КИП, предохранительных и блокировочных устройств и

поддержания ГС в исправном состоянии. Для управления работой и

обеспечения безопасных условий эксплуатации ГС в зависимости от

назначения оснащены запорной и запорно-регулирующей арматурой,

приборами для измерения давления, предохранительными устройствами.

Каждая ГС и самостоятельные полости с разными давлениями снабжены

манометрами. Манометры имеют класс точности 2,5 при рабочем давлении

до 2,5 МПа (25 кгс/см2) и 1,5 – при рабочем давлении свыше 2,5 МПа.

Предохранительные клапаны в процессе эксплуатации периодически

поверяются на исправность их действия путем принудительного открывания

его во время работы. Не допускается во время действия ГС проведение

ремонтных работ.

Перед проведением мероприятий по увеличению нефтеотдачи весь

посторонний персонал удаляется со скважины. Необходимость появления

безопасности выполнены следующие предписания: застройка площадей

залегания нефти и газа объектами, не связанными с разработкой

месторождения, допускается с разрешения предприятия – владельца горного

отвода и при положительном заключении органов Госгортехнадзора.

Отопление и вентиляция производственных и бытовых зданий и помещений

соответствует строительным нормам и правилам. Производственные

объекты, рабочие места в зависимости от условий работы и принятой

технологии производства имеют соответствующие средства защиты. В

помещениях, на объектах и рабочих местах, где возможно выделение в

воздух паров, газов и пыли (АГЗУ, ДНС, УПСВ, ЦППН), а также в случаях

изменений технологических процессов, осуществляется контроль воздушной

среды. Рабочие места, объекты, проезды и проходы к ним в темное время

суток освещены.

Комфортные условия работы в ТПДН создаются обеспечением

оптимальных параметров освещения и состава воздуха производственных и

бытовых помещений.

Для обеспечения комфортного освещения разработаны и выполнены

следующие мероприятия: рабочие места объекты подходы к ним, проходы в

темное время суток освещены, искусственное освещение выполняется в

соответствии с требованиями ПУЭ и строительных норм и правил, уровень

освещенности рабочих мест соответствует отраслевым нормам

проектирования искусственного освещения объектов. В производственных

помещениях и в зонах работы на открытых площадках предусмотрено

аварийное и эвакуационное освещение. Освещенность помещения

обеспечивает оптимальное зрительное восприятие объекта различения.

Освещение обеспечивает равномерное распределение яркости на рабочей

поверхности и окружающего пространства. Освещенность поверхности

постоянна, без пульсаций. Осветительные установки долговечны и

безопасны. Замеры уровня освещенности проводится не реже одного раза в

год, а также после реконструкции помещений и систем освещения.

квалификации было затрачено – 32 000 тыс. рублей. Завершена в 2003 году

аттестация рабочих мест в подразделениях ТПДН. Разработаны мероприятия

по улучшению и оздоровлению условий труда в ТПДН «Холмогорнефть».

Запланированные мероприятия по улучшению условий труда за

отчетный период выполнены на 103,0% (запланировано 84 мероприятий,

реализовано –88). На внедрение мероприятий по улучшению условий труда

непосредственно на объектах ТПДН «Холмогорнефть» в 2003 году

затрачено 830.5 тыс. руб.

В 2003 году аварии, пожары и несчастные случаи отсутствовали в

сравнении с предыдущим годом, когда в ТПДН произошли две аварии,

3 случая травматизма. Снижение числа аварий и травматизма

свидетельствует об эффективности проводимых организационно-

технических мероприятий по обеспечению производственной безопасности.

Подводя итоги по вышеизложенному материалу, можно сделать вывод,

о том что в ТПДН “ Холмогорнефть ” соблюдаются и используются все

перечисленные мероприятия по охране труда, что является гарантом

надежной и безопасной работы оборудования и персонала.

Предлагаемые в дипломном проекте инженерно-технические решения

практически не снижают достигнутый уровень безопасности, так как

обеспеченивается пожаро-и взрывобезопасность, защита от вредных веществ,

защита от воздействия шума и вибрации, а также жестко контролируются

условия работы с электроустановками.

5.3 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях

Обеспечением безопасности в ЧС в ТПДН занимается отдел ГОЧС,

который выявил наиболее опасные виды чрезвычайных ситуаций. К ним

относятся природные (наводнение, сильный снег, сильный ветер, низкие

температуры, бури, ураганы), техногенные (сильные взрывы пожаро-

воздушных смесей, крупно масштабные пожары, разливы ядовитых

совместных учения в зимний и летний периоды времени. По утвержденному

плану проводились совместные учения с ПЧ-8 о отработке действий

формирований по ликвидации последствий взрывов, пожаров и

технологических аварий. Проведен капитальный ремонт ограждений цехов

ППН. С целью предупреждения ЧС, совершенствования защиты объектов

ТПДН “ Холмогорнефть” проводятся ежегодные профилактические

обследования, мероприятия капитального характера включаются в годовые

планы, ведется проектирование систем видеонаблюдения за территориями

ЦППН; организовано патрулирование объектов подразделениями ОВО по

охране объектов ОАО “ННГ” ВНК УВО при УВД ТО на Холмогорском,

Спорышевском, Средне-Итурском месторождениях, периодически в осенне-

летний период осуществляется заезд на территорию данной группы

месторождений сотрудников СБ для проведения совместных мероприятий с

милицией. С вводом в действие автозимников на Средне-Итурском

месторождении дополнительно будут установлены 2 КПП ОВО по охране

объектов ОАО “ННГ” ВНК УВО при УВД ТО и СБ ОАО “ННГ” ВНК. В

связи с отсутствием радиационно-опасных объектов работа по профилактике

и обеспечению радиационной безопасности на объектах ТПДН “ХН”

отсутствует.

Оповещение о возникновении ЧС осуществляется в соответствии со

“Схемой оповещения при угрозе и возникновении чрезвычайных ситуаций на

объектах ТПДН “ Холмогорнефть ” ОАО “ННГ” ВНК”, согласованной с

начальником ЦПБ и АСР. Оповещение осуществляется посредством

телефонной связи и радиосвязи. При отсутствии телефонной связи

предусмотрено оповещение через посыльных с использованием дежурного

автотранспорта. В отчетном году изменений в систему оповещения внесено

не было.

Регулярно проводится подготовка (переподготовка) и повышение

квалификации руководящего, командно-начальствующего состава, персонала

нештатных формирований и специалистов в области защиты населения и

(% к потреб.)

Добровольная

пожарная

дружина

20 минут От 4 до 6

чел. 100 % 100 %

Аварийно-

восстановительн

ые бригады (в

составе ЦКРТ)

В зависимости

от

удаленности

объекта

30 чел. 50 % 50 %

Санитарный

пост

В зависимости

от

удаленности

объекта

8 чел. 100 % 100 %

Государственная

противопожарная

служба ВПЧ-12

От 12 минут

до 1 часа в

зависимости

от удален-

ности объекта

80 чел.

вахтовый

метод

100 % 100 %

Изменений организационно-штатной структуры в отчетном году не

произошло. Основным проблемным вопросом готовности формирований

является удаленность и разбросанность объектов ТПДН,

неудовлетворительное состояние межпромысловых дорог, увеличивающее

время прибытия к месту возникновения ЧС. С целью сокращения времени

готовности и отработки практических действий при ликвидации ЧС

применяются различные виды учений – объектовые тренировки по ПЛВА

цехов, командно-штабные учения с участием всех формирований, и другие.

С 2000 по 2003 годы в районе расположения объектов и на самих

объектах ТПДН «Холмогорнефть» чрезвычайных ситуаций,

характеризующихся в соответствии с классификацией, определенной

постановлением Правительства Российской Федерации от 13 февраля 1996 г.

устанавливаются рядом с кухней - столовой и вывозится спецтранспортом по

мере накопления.

Так при длительной закачке пластовой воды в продуктивные

пласты для поддержания пластового давления происходит минерализация

пластовой воды и концентрация хлоридов и увеличение концентрации

сульфатов. В закачиваемых пресных водах развита микрофлора.

Закачивание в пласт пресных, промысловых и сточных вод и их

смешивание изменяют химический состав пластовых вод. Основные

источники загрязнения наземных и подземных пресных вод в районах

добычи и транспорта нефтесброс промысловых и промышленных

сточных вод в поверхностные водоемы и водостоки; разливы

промысловых сточных вод при порывах водоводов; попадание

поверхностных стоков нефтепромыслов в наземные воды; переток

высокоминерализованных вод глубинных горизонтов в пресноводные

горизонты из-за негермитичности колонн скважин; попадание сточных

вод в пресноводные горизонты при нарушении герметичности

нагнетательных и поглощающих скважин.

При проведении мероприятий по интенсификации притока нефти

загрязнение грунтов не допускается путем проведения ряда мероприятий,

исключающих попадание рабочей жидкости и нефти в почву, а именно:

доставка ГСМ на куст осуществляется спецтранспортом или в герметичных

емкостях с последующей их закачкой в пласт. Сбор и вывоз отработанных

ГСМ производится в металлических емкостях. Емкости с ГСМ

устанавливаются на площадке с гидроизоляцией и обвалованы сплошным

земляным валом. Ширина обвалования по верху 0,5 м, высота 1 м.

Расстояние от стенок емкости до нижней кромки внутренних откосов

обвалования принято 3 м. Емкости с ГСМ снабжаются поддонами во

избежание излива на рельеф. Учет использования ГСМ регламентируется

предприятием-подрядчиком, проводящим мероприятия. Ремонт и

техническое обслуживание механизмов производится на центральной базе.

утилизация, сбор отработанных растворов, предельно-допустимая

концентрация в водоемах (например - допустимое содержание сернистых

соединений 0,1 мг/л, соляной кислоты), 0,6 мг./л, ПАВ - 0,5 мг/л,

формальдегидов - 0,05 мг/л, фенольных соединений - 0,001 мг/л ). В связи

с тем, что месторождение расположено в районе очень большого

количества озер и рек, основное мероприятие по охране водоемов - это

водоохранные территории. В пределах водоохранных зон по берегам рек

и озер, выделяются прибрежные полосы, представляющие собой

территорию строгого ограничения хозяйственной деятельности.

Ущерб, причиняемый природной среде при эксплуатации объектов,

определяется в виде нормативных платежей. В целях компенсации ущерба,

наносимого природным комплексам, по согласованию с районной

охотинспекцией, инспекцией рыбоохраны, лесохозяйственными

организациями и местными органами государственной власти и управления,

будут определены виды работ, направленные на восстановление

разрушенных земель путем рекультивации.

Самыми распространенными случаями причинения ущерба окружающей

среде являются: разлив горюче-смазочных материалов, пластового флюида

(нефти).

За счет регулярно проводимых комплексов мероприятий по

предотвращению выбросов вредных веществ в атмосферу, по

предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, а также за

счет осуществления строгого контроля за герметизацией оборудования и

при необходимости смене старого на новое оборудование. При проведении

МУН загрязнение грунтов не допускается путем проведения ряда

мероприятий, исключающих попадание рабочей жидкости и нефти в почву.

Все выше указанные мероприятия направлены на то, чтобы не усугубить

состояние окружающей природной среда, а по возможности даже улучшить

На всех производственно-хозяйственных объектах ТПДН “Холмогорнефть“

достигнут высокий уровень экологической безопасности.

5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

5.1 Применение ГРП в отечественной и зарубежной практике

Гидравлический разрыв пласта (ГРП), как метод воздействия на

призабойную зону, стал применяться за рубежом с 1949 года. Только в США до

1981 года проведено более 800 тысяч успешных операций, в результате чего 35-

40% фонда скважин США оказалось обработано таким методом. Успешность

метода около 90%. За счет применения метода 25-30% запасов нефти

переведено из забалансовых в балансовые.

Принципиальным различием в подходе к выбору скважин для ГРП за

рубежом и в России является то, что в отечественной практике метод

применяется в отдельных скважинах, работающих с заниженными дебитами, по

сравнению с прилегающими скважинами данного месторождения, или на

скважинах, значительно снизивших свои добычные показатели. В связи с

высокой стоимостью ГРП, этот метод используется в крайнем случае, когда

применение других методов не обеспечивает желаемого результата. За рубежом

ГРП рассматривается, главным образом, как метод, составляющий часть общей

системы разработки объекта, сложенного низко проницаемыми породами.

Главной проблемой в таком применении ГРП для отечественной практики

является отсутствие опыта управления методом в общей системе разработки

объекта, что, в свою очередь сдерживается недостаточными для начального

периода лабораторными и промысловыми исследованиями, контролем

результатов ГРП.

Из литературных источников можно отметить следующие требования и

особенности метода:

- практически в любой технически исправной скважине, дренирующей

неистощенный пласт, может быть проведен ГРП с определенным

технологическим эффектом;

- в пластах с относительно высокой проницаемостью ГРП увеличивает

текущий дебет, мало влияя на конечную нефтеотдачу;

позволило увеличить объем закачиваемого песка. Это особенно характерно для

1959 г., когда каждое применение ГРП стало эффективным. Среднесуточный

прирост нефти на одну скважину составлял в среднем 27т.

Большинство выбранных для ГРП эксплуатационных скважин относилось

к зонам повышенных пластовых давлений, почти равных средневзвешенным по

площади.

В 1960 г. –1961 г. для ГРП были выбраны эксплуатационные скважины со

значительно сниженными (на 17-26 атм.) пластовыми давлениями. Кроме того,

несколько снизились темпы закачки, давление нагнетания и количество

закачиваемого песка (с 7 до 4,5 т), что снизило эффект ГРП до 40-50% и

уменьшило среднесуточный прирост нефти на одну скважину с 27 до 9,6 т.

В 1960 г. в пяти эксплуатационных скважинах был произведен

поинтервальный ГРП. В четырех из них получен положительный эффект. Это

указывает на то, что увеличение эффективности ГРП в эксплуатационных

скважинах может быть достигнуто путем передачи процессу разрыва

направленности. Продолжительность эффекта ГРП в эксплуатационных

скважинах различна (7-28 месяцев) и зависит от геологической характеристики

пласта, а также особенностей его залегания в продуктивном горизонте.

Исследования показали, что продолжительность эффекта не зависит от

количества песка, закаченного в пласт.

За последние годы проведено значительное количество ГРП на

месторождения Западной Сибири. Наибольшее количество проведенных ГРП

приходится на месторождения Юганского района, а также Повховское и

Самотлорское месторождения.

Среди общих выводов о применении метода на месторождениях Западной

Сибири можно отметить следующее:

- наибольшая успешность метода отмечается в сильно прерывистых

коллекторах большой мощности в чисто нефтяных зонах;

- наличие ВНЗ существенно снижает эффект применения метода;

или поинтервальный. Кроме этого операции по гидравлическому разрыву

пластов обычно различают по объёму закачиваемой жидкости, который имеет

широчайший диапазон от метров кубических (минигидроразрыв) до трёх тысяч

восемьсот метров кубических с закачкой более одной тысячи тонн

закрепляющего материала (закрепителя)–массированный гидроразрыв для

образования в низко проницаемых коллекторах протяжённых трещин до одного

километра и более.

Кроме того, существуют гидроразрывы следующих видов:

гидроразрыв с магнием;

гидроразрыв в сочетании с пескоструйной перфорацией;

многоэтапный разрыв кислотой без ввода песка в трещину;

гидроразрыв с образивной перфорацией;

гидроразрыв с вакуумированными сосудами;

гидроразрыв давлением пороховых газов;

массированный гидроразрыв пласта;

гидроразрыв пеной.

Для проведения ГРП применяют три технологические схемы:

однократный гидроразрыв пласта, когда воздействию

закачиваемой жидкости гидроразрыва подвергаются все пласты

или пропластки эксплуатируемой скважины;

многократный гидроразрыв пласта, когда последовательно

гидроразрыву подвергаются два или более пластов или

пропластков вскрытого скважиной;

поинтервальный (направленный) гидроразрыв пласта, когда

гидроразрыву преднамеренно подвергается один, заранее

определённый пласт или пропласток из вскрытых скважиной.

Вертикальный разрыв применяется, если обычный горизонтальный

гидроразрыв при нормальной проницаемости по пласту и малой проницаемости

по трещине не дал большого эффекта. В данном случае увеличивают среднюю

часть продуктивного пласта, где это заранее предопределено на основании

данных каротажной диаграммы.

Во время разрушения вакуумированного сосуда жидкость мгновенно

(тысячные доли секунды) стремится занять вакуумированную полость.

Одновременно пластовая жидкость, также находящаяся под давлением,

стремится занять эту полость, что способствует очистке поровых каналов от

загрязнения.

По мере удаления ударной волны от своего источника её амплитуда

уменьшается. Поскольку расстояние от источника до перфорационных

отверстий фильтра не превышает 5 – 6 см, сила удара все же будет достаточной,

для образования трещины.

Сила ударной волны зависит от величины приложенного к сосуду

давления и от вавакуумированного объёма. Причём не столько от длины

сосуда, сколько от диаметра его, что в свою очередь ограничивается диаметром

скважины.

Многократный разрыв пласта кислотой без ввода песка в образовавшиеся

трещины рекомендуется в горизонтах, сложенных плотными, гранулярными

породами, которые представляют собой чередование песчаников и тонких

прослоек глины, имеющих низкие проницаемости. Кроме того, его с успехом

можно применить в продуктивных горизонтах, сложенных туфогенными,

карбонатными и трещиноватыми породами, а так же когда в порах пород

призабойной зоны эксплуатируемых скважин со временем выпадают

углекислые соли кальция, магния и других металлов, которые снижают

проницаемость породы, препятствуют движению жидкости из пласта к забою

скважин.

Сущность и технология многоэтапного разрыва пластов кислотой

заключается в одновременном использовании для воздействия на призабойную

зону скважин обработку продуктивной породы пласта кислотой и

гидравлического разрыва нефтяного пласта, которые проводятся при высоком

темпе нагнетания жидкости и большом давлении. Во время многоэтапного

5.3 Проектирование гидроразрыва пласта

Гидроразрыв пласта относительно сложный, энергоёмкий и

дорогостоящий технологический процесс. Поэтому для обеспечения его

экономической эффективности необходимо тщательное и всестороннее

изучение объекта обработки и составления проекта.

При проектировании гидроразрыва решается три комплекса задач:

дебиты нефти, которые могут быть получены при создании

трещин различной длины и проводимости для данного пласта;

технологические параметры гидроразрыва, обеспечивающие

образование трещин требуемой длины и проводимости;

чистый доход от проведения гидроразрыва.

Первому комплексу задач – работе пласта с трещиной гидроразрыва – в

последнее время уделяется большое внимание. Влияние длины и проводимости

трещины на проводимость пласта после его гидроразрыва, при заданных

пластовых условиях, определяется как графическими, так и аналитическими

методами. Так как влияние длины трещины - эффективность гидроразрыва –

зависит от проницаемости пласта, в высокопроницаемых пластах требуется

создание трещин высокой производительности. При этом нет необходимости в

протяжённых трещинах. В низко проницаемых пластах, напротив, необходимо

создание протяжённых трещин и допускается более низкая их проводимость.

Второй комплекс задач – проектирование технологии гидроразрыва –

наиболее обширен и полностью не решён. Оборудование требует постоянного

усовершенствования. Образование трещин с наперёд заданными параметрами,

недостаточно поддающихся определению и контролю, особенно по вопросу

направленности распространения трещины. Поэтому возможности определения

ограниченны, по существу, выбором соответствующих материалов (жидкостей,

закрепителей трещин), а также объёмов темпов и режимов их закачки.

фильтрационными характеристиками пласта и трещины, и основанного на

критерии максимизации прибыли от обработки скважины;

Перечень технологических операций, проводимых перед ГРП:

Подготовка кустовой площадки для размещения оборудования;

Монтаж геофизического оборудования;

Извлечение подземного насосного оборудования из скважины;

Шаблонирование, скреперование, промывка скважины, отбивка забоя;

Перфорация;

Установка пакера;

Обвязка устья скважины и расстановка оборудования для ГРП.

5.4. Подготовительные работы к проведению КРС ПЕРЕД ГРП

5.4.1 Подготовка площадки

Перед транспортировкой насосной установки для глушения скважины

необходимо проверить состояние подъездных путей к кустовой площадке.

Площадку необходимо проверить и очистить бульдозером от снега или мусора.

Должен быть составлен Акт приемки куста.

5.4.2. Глушение скважины

До глушения скважины необходимо провести совещание по технике

безопасности с присутствием всех специалистов для обсуждения хода работ.

Необходимо отметить все отклонения от обычной технологии работ и особые

меры предосторожности, которые необходимо учесть при работе. Все должны

знать цель выполняемой работы, и каким образом необходимо действовать для

ее достижения.

Производственный отдел получает от Центра Управления Работами (ЦУР)

не позднее 7 дней до начала работ все необходимые данные по скважине, такие

как:

o абсолютная глубина и текущий забой скважины, глубина спуска насоса,

профиль скважины;

4. Известить растворный узел о необходимом объеме раствора.

5. Обеспечить наличие необходимого объема раствора на кусту (включая

дополнительный запас 5 м3).

6. Отпарить устье и фонтанную арматуру, если необходимо.

7. Перевести скважину на работу через байпас, минуя газосепаратор. Это

работа должна проводиться представителем НГДУ.

8. Проверить состояние задвижек фонтанной арматуры.

Последовательность глушения скважины

Глушение скважины осуществляется двумя циклами:

- 1-й цикл: объем скважины от верха интервала перфорации до глубины спуска

насоса + дополнительных 2м3.

- 2-й цикл: Объем НКТ и объем затрубья от глубины посадки насоса до

поверхности.

Если насос устанавливается на глубине, при которой объем затрубного

пространства ниже насоса превышает объем 1-го цикла, глушение

осуществляется в 3 цикла.Проверить и зарегистрировать затрубное давление и

давление в НКТ.

1. Колонна НКТ имеет обратный клапан над УЭЦН. Для прокачки жидкости по

НКТ сбросить металлический стержень для открытия сбивного клапана

(перед сбросом металлического стержня в НКТ, необходимо опресовать

НКТ).

2. Подбить насосный агрегат, на расстоянии не ближе 10 м от устья скважины.

На линии установить контрольный клапан для предотвращения газирования

из скважины.

3. Убедиться, что задвижка НКТ фонтанной арматуры и задвижки выкидной

линии открыты и в хорошем состоянии (требуется представитель НГДУ),

подбить линию от насосного агрегата к задвижке НКТ и начать первый цикл

прокачки раствора через НКТ при стабильной подаче. В случае если сбивной

клапан не открылся (быстрое увеличение давления при подаче жидкости для

глушения), подбиться для обратной циркуляции.

7. Проверить соединение между устьем скважины и обсадной колонной (при

необходимости докрепить). Проверить внутренний диаметр устья скважины

(должен быть больше диаметра пакера 125 мм).

8. Поднять компоновку до первой муфты из скважины, установить клиновый

захват (спайдер) и разгрузить колонну на спайдер.

9. Разъединить соединение между колонной НКТ и фонтанной арматурой

(планшайбой) и демонтировать фонтанную арматуру. Подвесной патрубок

под фонтанной арматурой остается соединенным. Отсоединить патрубок

позже и проверить резьбы. Патрубок и планшайбу вывезти на

дефектоскопию.

10. Поднять НКТ из скважины на 3 метра, посадить на плашки и открыть

элеватор.

11. Опустить превентор над НКТ, вес держать при помощи лебедки.

12. Захватить трубу элеватором, поднять, снять плашки и спайдер.

13. Смонтировать превентор, катушку патрубка с воронкой и спайдер.

14. Спустить в скважину 2 - 3 трубы, пока весь электрокабель не войдет в

скважину.

15. Навернуть тестировочную пробку и спустить ее на 10 м ниже превентора на

новых трубах.

16. Испытать противовыбросовый превентор – Опрессовать превентор при

давлении 20 атм. в течение 5 мин., давление зарегистрировать.

17. Опрессовать превентор при давлении 60 и 120 атм. в течение 10 мин.,

давление зарегистрировать.

Испытание считается удовлетворительным, если через 10 мин. давление

упадет не более чем на 10 атм. и будет оставаться стабильным.

5.4.4. Подготовка скважины к ГРП

Поднять забойное оборудование

Если скважина после бурения или остановлена, она может быть оснащена

эксплуатационной или технологической НКТ.

- Перо-воронка до искусственного забоя-73мм НКТ (кол-во НКТ рассчи-

тывается таким образом, чтобы скрепер был на 20 м выше интервала

перфорации, скрепер не должен проходить через интервал перфорации;

- Скрепер, 73 мм НКТ 9 м;

- Шаблон (наружн. диаметр, равный диам. пакера, длина 2 м, минимум 2

кольца)Подвеска НКТ-73мм.

2. Во время спуска производить замер труб и шаблонирование НКТ.

3. Во время спуска до искусственного забоя, начать очистку эксплуатационной

колонны скрепером 10 м выше глубины спуска пакера движениями колонны

вверх - вниз (3-4 раза) и интервала предварительной тестировочной посадки

(примерно 300м, необходимо подтверждение интервала предварительной

посадки в зависимости от конструкции обсадной колонны).

4. Спустить до глубины искусственного забоя и сделать промывку через НКТ

(внутренний диаметр скрепера 43 мм, может забиться при обратной

циркуляции).

5. Остановить циркуляцию; в случае выхода чистого раствора закачать

1 м3 вязкой пачки и сделать полный цикл циркуляции с максимально

возможной подачей для обеспечения турбулентного потока. Вязкая пачка

должна быть заранее перемешана в течение минимум 2 часов, и должна

постоянно находиться в циркуляции. Жидкость из скважины через доливную

емкость и вибросита возвращается в рабочую емкость. Загрязненный раствор

должен помещаться в отдельную емкость. Уровень вязкой пачки в затрубном

пространстве для промывки скважины должен быть не менее 60 м или 0,6 – 0,7

м3 . Окончательная вязкость раствора должна быть 35-40 сек, предел текучести

– не менее 8 фунт/фут2. Для приготовления пачки требуемых параметров, при

использовании IDVISS потребуется примерно 15-20 кг.В случае плохой

циркуляции или ее отсутствия (поглощение) остановить промывку скважины

во избежании повреждения пласта.

6. Поднять скрепер. Во время подъема обязательно доливать скважину.На

каждую трубу необходимо устанавливать защитные колпачки.

1 Подсоединить инструмент.

2 Спустить инструмент в скважину.

3 Проверить работу инструмента после спуска на 30 м.

4 Сделать привязку к продуктивной зоне при выключенном минитроне.

5 Привязаться к ГК.

6 Записать интервал от 5 м ниже до 5 м выше продуктивной зоны.

7 Поднять инструмент.

Исследование температуры и PLT

Исследование температуры и PLT проводятся для диагностических

замеров для ГРП. Целью является выявление участка, куда пойдет трещина

ГРП. Необходимость таких работ будет указываться в Планах Работ для каждой

скважины.PLT будет проводиться в начале мини-фрака для определения

профиля приемистости и профиля температуры вместе с исследованием

температуры после проведения мини-фрака и основного ГРП.

Привязка ГИС

ГК/МЛМ проводится перед спуском перфораторов.

Если геофизический инструмент уже спускался до перфорации, в этом случае

отдельная привязка может не потребоваться, если МЛМ спускался вместе с

другим видом каротажа (например, АКЦ).

1. Произвести спуск для ГК/МЛМ.

2. Сделать привязку к каротажу открытого ствола.

3. Определить и записать глубину искусственного забоя.

4. Поднимать инструмент с проведением каротажа продуктивной зоны.

5. Поднять инструмент из скважины.

Повторная перфорация

Все скважины должны быть перфорированы до проведения ГРП.

Интервалы для перфорации будут утверждаться НГДУ и ЦУР до начала

перфорационных работ.

1. Спустить перфораторы.

2. Сделать привязку по МЛМ в интервале перфорации.

7. Медленно спускать НКТ для определения уровня песка. При

необходимости более точного определения уровня песка (менее 2 м),

отбить уровень геофизическим методом.Если забой недостаточен, то еще

досыпается определенное количество песка. Если забой пересыпан, то

необходимо спустить воронку до проппанта с обратной промывкой дойти

до нужной глубины.

8. Поднять колонну НКТ 88,9 мм.

5.4.7. Cпуск и посадка пакера.

Применение данного пакера обеспечит изоляцию между пластом

(интервалом перфорации) и затрубным пространством.

После завоза на куст пакер следует уложить на деревянные прокладки в

чистое место. Перед спуском обязательно проверить состояние резиновых

элементов, сухарей, резьбовых соединений. Храниться пакер должен с

навернутыми на резьбовые соединения предохранительными колпачками.

Данные по конструкции пакера (наружный, внутрен. диам., номер, …) должны

браться у оператора по пакерам. Необходимо убедиться, что регламент и схемы

имеются на рабочей площадке ...

Спуск пакера.

Сборка и работы с пакером должны осуществляться оператором по

пакерам. Пакер спускается в скважину на НКТ наружным диаметром 88,9 мм.

Крепление спускаемых труб производится с соответствующим усилием в

зависимости от типа НКТ (наружн. диаметра, резьбы, марки, толщины стенки).

Перед наворотом очередной трубы резьбы на ниппеле и муфте НКТ следует

очистить и нанести специальную смазку.

Рекомендуемая скорость спуска пакера – не более 300 м/час.

После спуска 300 м НКТ (глубина будет указана в Плане работ, в

зависимости от внутреннего диаметра обсадной колонны), необходимо

произвести пробную посадку пакера и произвести опрессовку на 120 атм. в

течение 5 минут.

Испытание пакера

Во время испытания необходимо регистрировать данные закаченного

объема и давления. Опрессовку затрубного пространства необходимо

производить поэтапно с увеличением на 30 атм. Известно: 3 литра / 1 м3 / 70

атм. с водой. После спуска арматуры ГРП и затяжки болтов фланца,

необходимо опрессовать затрубное пространство при давлении 120 атм. (см.

данные НГДУ по обсадной колонне). Контролировать давление в НКТ диам.

88,9 мм по манометру. Стравить давление. Закрыть задвижку затрубного

пространства и задвижку на НКТ-88,9мм.

Возможные проблемы при посадке пакера.

Если не удалось посадить пакер, необходимо рассмотреть следующие

причины:

- неправильный подбор наружн. диаметра посадочного бокса пакера;

- слабые или изношенные плашки пакера;

- заклинивание позиционера песком;

- недостаточно закреплены трубы;

-плохо проработан скрепером участок посадки пакера в колонне;

Методы устранения.

1. Спустить пакер соответствующего диаметра. При необходимости

заменить, проверить состояние сухарей.

2. Проверить качество пружин пакера (при нажатии на центратор с усилием

20 кг центратор не должен сдвигаться).

3. Эксплуатационная колонна должна быть хорошо проработана скрепером

и промыта перед подъемом.

5.4.8. Сдача скважины бригаде ГРП

Демонтировать подъемник для ремонта скважин и очистить площадку

скважины с целью обеспечения безопасности работ по монтажу оборудования

ГРП.

достижения более равномерной упаковки частиц проппанта в трещине. На

месторождениях ОАО «Сибнефть-ННГ» ТПДН «ХН» в качестве

расклинивающего агента применяется керамический проппант российского

производства средней твердости (плотность 3.2 г/см3), стоимостью 650 долл./т.

После окончания закачки жидкости разрыва производят закачку

продавочной жидкости в объеме спущенной в скважину колонны НКТ.

Средний объем жидкости гидроразрыва для одной скважины составляет 40-80

м3. Жидкость для ГРП готовят таким образом, чтобы действие брейкера для

разрушения цепочек полимера начиналось примерно через 1-4 часа после

окончания закачки.

Если после ГРП не происходит фонтанирование скважины, то применяют

меры по вызову притока жидкости из пласта. Это может быть замена жидкости

на более легкую, свабирование, спуск “насоса-жервы”.

5.5.1. Материалы применяемые для гидравлического разрыва пласта

К материалам, применяемым при ГРП, относятся:

жидкости разрыва;

жидкости – песконосители;

жидкости продавочные;

песок разных фракций.

В настоящее время в теории и практике ГРП уделяется большое внимание

технологическим жидкостям, свойства которых в значительной степени

определяют динамику роста трещины, перемещения и закрепления в ней

закрепителя. От правильного выбора жидкости из их широкой номенклатуры во

многом зависит конечная эффективность закрепления длины трещины, её

проводимость, а также стоимость обработки. Современный уровень физической

химии, химии полимеров и производства химических реагентов позволил

специалистам разработать набор жидкостей и добавок практически для всех

возможных геолого-промысловых условий. Многообразие жидкостей

загущенная углекислота;

загущенная соляная кислота;

устойчивые пены на водной основе.

Для закрепления созданных трещин применяют кварцевый песок,

распространённый в природе и обладающий относительно низкой

себестоимостью.

Разработаны технические требования и методы испытания кварцевого песка

для гидроразрыва пласта, где установлены основные показатели качества песка:

гранулометрический состав;

округлость и сферичность зёрен;

растворимость в глинокислоте;

содержание солей глин;

прочность при одноосной статике.

Также определены уровни этих показателей. Рекомендованы технологически

оптимальные фракции песка, основные из которых:

1,6 –0,8 мм;

0,8 – 0,4 мм;

0,4 – 0,2 мм.

Рациональное соотношение наибольшего размера зерен к наименьшему

около двух. Анализ промыслового опыта показывает, что использование песка

фракции 0,8 – 0,4 мм составляет более 90 процентов по объёму.

Приведены нормы показателей качества фракции песка:

массовое содержание основной фракции (0,8 – 0,4) должно быть не

менее 90 процентов, при этом содержание зёрен 1,2 мм не более 0,1

процента, так же и для зёрен мельче 0,3 мм;

округлость и сферичность не менее 0,6 по Крумбейну и Стоксу;

растворимость в глинокислоте не более 21 процента;

Для гидроразрыва пласта в ОАО ННГ используется оборудование

компании «STEWART & STEVENSON SERVICES» по технологическим

параметрам, конструктивному и материальному исполнению соответствует

требованиям в части безопасности при его применении на объектах нефтяной и

газовой промышленности на территории Российской Федерации.

Комплекс оборудования для гидроразрыва пластов включает в себя:

насосные установки – модули:

a FC – 2251;

b FT – 2251;

c FS – 2251;

d FC – 2001;

e FS –2001.

смесительные установки – модули:

a MC – 60;

b MT – 60;

c MS – 60;

d MC – 100;

e MT – 100;

f MS – 100.

установки для гидротации – модули:

a НС –301;

b НТ – 301.

манифольд на рабочее давление 1050 атмосфер и комплект инстру-

ментов и арматуры – модули:

a IC – 320;

b IT – 320;

c IS – 320.

установки для расклинивания агента – модули:

Смеситель оснащен двумя насосами для загрузки пропанта, всасывающим и

нагнетательным центробежными насосами и коллектором систем жидких и

сухих добавок.

Управление смесителем как ручное, так и автоматическое.

Передвижная установка для расклинивания агента (пропанта), размещается

на шасси автомобиля «Роковер».

На шасси смонтированы:

ёмкость на 20 тонн расклинивающего агента;

ёмкость, оборудованная загрузочными и разгрузочными лопатками;

гидроцилиндр для управления наклона ёмкости до 60 градусов с

целью плавной подачи пропанта.

Для управления лопатками и гидропоршнем установка оборудована

гидросистемой. Насос в гидросистеме имеет привод от коробки отбора

мощности двигателя. [5]

Передвижная установка для химических добавок, в комплексе со

стандартным оборудованием для гидроразрыва пласта, обеспечивает

непрерывную подачу недифиренцированных добавок, непрерывное

смешивание и загущение основных рабочих жидкостей в процессе проведения

операции по гидроразрыву, не требующей предварительной подготовки

рабочих жидкостей. Транспортная база – шасси автомобиля «Рокковер».

На установке расположено шесть баков для полимерных материалов:

два бака ёмкостью 1900 л каждый для полимеров с гидравлической

мешалкой;

бак ёмкостью 1900 л для ПАВ;

три бака ёмкостью по 760 л каждый, для модифицированных

химических агентов.

Для ввода химических добавок установлены дозаторы с регулируемой

производительностью от 0,1 л/мин до 60 л/мин. Так же один центробежный и

пять поршневых насосов. Для интенсификации подачи сухих химикатов

дозаторы оснащены эжекторами, осуществляющие увлажнение химикатов до

мощностью от 240 л.с. до 700 л.с. и одним или двумя насосами. Насосы

трёхцилиндровые, плунжерные рассчитаны на давление от 680 кг/см2 до 1050

кг/см2.

5.6. Промывка скважины после ГРП.

Сразу же после проведения ГРП все задвижки устья скважины закрываются

и скважина сдается бригаде КРС.Копия отчета по ГРП предоставляется

супервайзеру.

Затем бригада КРС проводит следующие работы:

1. Собрать линию высокого давления;

2. Снять показания буферного давления, при необходимости стравить в

отработочную емкость;

3. Смонтировать подъемник с оттяжками;

4. Убедиться, что давление в НКТ не превышает 45 атм.

5. Снять головку ГРП, открыть байпас пакера и уравновесить давление.

6. Сорвать пакер, установить головку ГРП, закрепить болтами.

Если после проведения ГРП в колонне НКТ-88,.9 остается некоторое

количество проппанта, необходимо промыть подвеску НКТ-88,9мм..

5.6.1. Срыв пакера.

Для того чтобы сорвать пакер, необходимо контролировать вес колонны

НКТ. Не превышать максимально допустимую нагрузку на НКТ 88,9 мм и

грузоподъемность подъемника на 80%.

Показателем того, что пакер сорван, является следующее:

1. Резкое падение уровня жидкости в затрубном пространстве,

увеличение скорости выхода жидкости из НКТ.

5.6.2 Возможные проблемы при срыве пакера.

План работы в случае осложнений: при невозможности срыва пакера, для

очистки подвески ГРП рекомендуется применение установки гибких НКТ.

Альтернативное решение – использование НКТ 33 и 48 мм, в

соответствии с нижеследующим регламентом. (Тем не менее, из-за

ограничений по техническим характеристикам данных НКТ, работа не

рекомендуется).

В случае невозможности безопасного срыва пакера, глушения и подъема из-

за большого объема проппанта, необходимо провести следующие операции:

1. Закрыть задвижки на крестовине фонтанной арматуры.

2. Установить на задвижку высокого давления переводник с манометром,

записать давление в трубках, при необходимости стравить в емкость.

3. Смонтировать подъемник и бригадное оборудование. Вибросито на выходе

раствора должно быть оснащено сеткой 60 х 60 (минимум 40х40).

4. Собрать устьевое оборудование в следующей комплектации:

- на задвижку высокого давления устанавливается “стол-тройник“ c

отводом для промывочной линии;

- на “стол“ монтируется превентор “RATIGAN” и промывочная катушка;

- на превентор устанавливается спайдер.

5. Подготовить и спустить следующую компоновку НКТ, состоящая из труб

диаметром 33мм и 48мм:

- перо – воронка (диаметр 33мм);

- НКТ наружн. диаметром 33мм – 2шт.

- стоп–кольцо (имеет наружный диаметр исключающий прохождение в

пакере, внутренний диаметр 33 мм. Служит для определения момента

дохода компоновки НКТ до пакера и препятствию прохождения труб в

зону ниже пакера).

- НКТ – наружн. диам. 33мм - 1шт.

- Далее НКТ 48мм до устья.

6. Определить верх песчаной пробки в подвеске ГРП;

7. Промыть скважину (два цикла после выхода последнего песка), если

необходимо, закачать вязкую пачку. Убедиться, что скважина

заглушена.

8. Поднять подвеску НКТ.

5.6.6. Порядок монтажа УЭЦН

Барабан с кабелем или автовымотка должны устанавливаться примерно в 20 м

от устья скважины в поле зрения оператора подъемника.

1. Проверить, все ли заказанное оборудование получено. Выгрузить двигатель

УЭЦН и уложить на скат или мостки. Ни при каких обстоятельствах

двигатель УЭЦН нельзя выгружать на снег или песок.

2. Установить подъемный переводник или хомут соответствующего размера на

двигатель и поднять на площадку подъемника. Подсоединить элеваторы и

подвесить двигатель на вышке.

3. Снять нижнюю пробку двигателя и залить специальное моторное масло.

Наполнение снизу вытеснит пузырьки из верхней части двигателя, снижая,

таким образом, потенциальный риск сгорания двигателя из-за присутствия

воздуха в двигателе. Установить нижнюю пробку на место и проверить

пробки входного и спускного отверстий на герметичность.

4. Опускать двигатель в скважину пока подъемный хомут не опустится на

плашки.

5. Поднять протектор на площадку подъемника при помощи соответствующего

подъемного хомута. Снять с протектора нижний колпачок для

транспортировки. Заменить уплотнение и смазать. Проверить на вращение

при помощи ключа.

6. Снять с двигателя защитный колпак для транспортировки и проверить на

вращение. Смазать двигатель специальным моторным маслом. Опустить

протектор на двигатель и соединить болтами.

20. Демонтировать превентор.

21. Установить фонтанную арматуру и выкидную линию.

22. Протащить кабель в отверстие кабельного ввода и загерметизировать устье

скважины

23. Опрессовать колонную головку и фонтанную арматуру вместе с колонной

труб при 60 атм. в течение 10 мин. в присутствии представителя НГДУ.

24. Подсоединить выкидную линию к газосепаратору на кусту (в присутствии

представителя НГДУ).

5.6.7. Процесс запуска

1. Рассчитать падение напряжения в силовом кабеле суммированием потери

линии и потребностями в напряжении двигателя (согласно инструкции

изготовителя). Рабочее напряжение обычно имеет допуски и такая проверка

позволит обеспечить, чтобы оно было приближено к требуемому, насколько

это позволяет трансформатор.

2. Соединить питающий силовой кабель от трансформатора к станции

управления.

3. Проверить и записать напряжение всех трех фаз двигателя. Эта нагрузка

проверяется для того, чтобы убедиться, что фазовое равновесие в пределах

2% от верхнего до нижнего значений.

4. Тщательно проверить электрозащиту внутри станции управления:

перегруз установлен на 110-120% от силы тока двигателя;

недогруз – на 85% от силы тока двигателя;

реле времени недогрузки установлено минимум на 30 мин.;

проверить реле тока на правильное соотношение;

убедиться, в надежности всех соединений.

5. Протянуть кабель от устья скважины до клеммной коробки не касаясь земли.

6. При отключенной от питания станции управления подключить кабель.

электродвигателя от устья скважины до клеммной коробки и от станции

управления до клеммной коробки.

5.7. Анализ результатов проведения гидроразрыва пласта на скважинах

Средне-Итурского месторождения

Средне – Итурское месторождение многопластовое, сложнопостроенное с

трудноизвлекаемыми запасами нефти. Для вовлечения пассивных запасов в

активную разработку на месторождении начал применяться гидравлический

разрыв пласта (ГРП). Этот метод является наиболее эффективным из всех

способов обработки низкопроницаемых пластов. При применении ГРП

выравнивается темп отбора нефти из слабодренируемых и

высокопродуктивных зон пласта.

Гидроразрыв пласта проводится на месторождении по пласту БС120 с 1998

года.В отличие от всех продуктивных пластов, имеющих субгоризонтальное

шельфовое строение, пласт БС12 имеет клиноформную, косослоистую

структуру. В структурном плане состоит из мелких куполов и прогибов.

Всего с начала разработки проведено 39 ГРП, в т.ч. по 24 скважинам

пласта БС12 получен эффект в той или иной степени.

В 1998 году проведен ГРП по скв. 382, 272, 372 по всем скважинам

получен эффект.

Перед проведением ГРП по скважине 382 были проведены промысловые

геофизические исследования (ПГИ), дебит жидкости составил 9,1 т/сут, дебит

по нефти 8,7 т/сут, обводненность – 4,7 %. После проведения ГРП дебит нефти

составил 52 т/сут, дебит жидкости – 56 т/сут, обводненность – 7 %. Скважина

стабильно работает.

В течение 2002 г на Средне-Итурском месторождении был проведен ГРП в

трех скважинах по пласту БС12 (см. табл 5.1).

Успешность проведения глубокопроникающих ГРП на скважинах–100 %,

продолжительность эффекта 222 сут. Удельный технологический эффект от

проведения ГРП – 6325т на скважино-операцию. Результаты гидроразрыва

сведены в табл. 5.1.

4 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Конструкция скважин

Конструкции скважин выбираются с учетом геолого-технологических

условий разреза, назначения скважин (добывающая, нагнетательная и т.п.),

способа эксплуатации (фонтанный, газлифтный, механизированный), вида

скважины (наклонно-направленная, пологая или горизонтальная), способа

первичного вскрытия и типа бурового раствора для вскрытия.

Типовые конструкции пробуренных скважин: направленные диаметром

324 мм–40 м(или без направления), кондуктор диаметром 219мм–500 м,

эксплуатационная колонна диаметром 146 мм до забоя.

Месторождение расположено в зоне залегания многолетнемерзлых пород:

в районе отмечается современная и древняя многолетняя мерзлота.

Верхний слой ММП имеет прерывистый характер распространения и

залегает в интервалах глубин до 10 м, а на отдельных участках до 50 м.

Температура до 1,20С, льдистость – до 0,25.

Второй слой ММП залегает в интервале от 100 до 350 м, температура-до-

0,50С, льдистость – до 0,25.

В интервале глубин 120–180 м возможны поглощения бурового раствора

вплоть до потери циркуляции.

С учетом вышеизложенного, принимается проектная глубина скважин 2800

м (по вертикали), причем длина зумпфа ограничена условием предотвращения

вскрытия обводненного пропластка.

Принимаются следующие конструкции скважин:

Направление диаметром 324 мм – спускается на глубину 60м с целью

перекрытия верхнего слоя ММП и предотвращения размыва приустьевой части

скважины, цементируется до устья – для наклонно-направленных скважин; для

пологих и горизонтальных скважин глубина спуска направления увеличена до

200 м с целью полного перекрытия интервала возможных поглощений.

Рисунок 4.1.

- качественное строительство скважин при минимальных затратах времени и

средств;

- достижение проектного смещения забоя от вертикали в заданном

направлении с учетом допустимых норм отклонения от проектного

положения при минимальном объеме работ с ориентируемыми

отклоняющими КНБК;

- минимальное количество перегибов ствола с радиусами искривления, не

превышающими допустимые величины;

- возможность свободного происхождения по стволу различных КНБК и

обсадных колонн в процессе бурения и оснасток элементов подземного

ремонта; длительную и безаварийную эксплуатацию скважин глубинными

насосами, в т.ч. и глубинными штанговыми насосами, а также возможность

применения методов одновременно раздельной эксплуатации нескольких

горизонтов при разработке многопластовых месторождений нефти.

Выбираем следующие типы профилей скважин:

1. Наклонно-направленные скважины обычного профиля, состоящие из 5-и

участков:

- ертикальный участок – в интервале бурения под кондуктор от нуля до

плотных глин (не менее 250м);

- участок ориентированного набора параметров искривления – в

интервале бурения под кондуктор;

- участок добора параметров искривления не ориентируемыми КНБК –

конец интервала бурения под кондуктор и начало бурения под

эксплуатационную колонну;

- участок стабилизации параметров искривления – при бурении под

эксплуатационную колонну в интервале возможного спуска

глубинного насосного оборудования ( до глубины 1600…1900м);

- участок свободного падения зенитного угла – при бурении до

проектной глубины.

Бурение горизонтальных скважин связано с необходимостью иметь

достоверные сведения о глубине залегания продуктивного горизонта. Даже

незначительная ошибка в предполагаемой глубине залегания пласта может

привести к тому, что продуктивный пласт окажется или не вскрытым, или

пройден наклонным (не горизонтальным) стволом, т.е. геологическая задача

окажется не выполненной. Кроме этого, может оказаться вскрытой

водонасыщенная часть пласта, что крайне не желательно.

С целью исключения брака, связанного с неточными сведениями о

геологическом строении скважины, предусмотрено произвести полное

вскрытие продуктивного горизонта пилотным стволом, и после получения

данных по пласту (интервал залегания, насыщенность, угол падения, азимут

простирания пласта и др.) производится ликвидация части пилотного ствола и

бурение горизонтального участка. Участок стабилизации зенитного угла при

вскрытии продуктивного горизонта.

5. Горизонтальные скважины с плоским профилем (или с разворотом по

азимуту до 200) с входом в кровлю продуктивного горизонта при зенитном угле

около 900 перед кровлей продуктивного горизонта ориентируемыми КНБК;

Профиль скважины состоит из 6-ти участков:

- первые 4 участка аналогично профилю пологих скважин;

- участок разворота направления скважины по азимуту и

увеличения зенитного угла до 88…900 перед кровлей

продуктивного горизонта ориентируемого КНБК;

- горизонтальный участок при бурении вдоль продуктивного

горизонта.

Бурение горизонтальных скважин связано с необходимостью иметь

достоверные сведения о глубине залегания продуктивного горизонта. Даже

незначительная ошибка в предполагаемой глубине залегания пласта может

привести к тому, что продуктивный пласт окажется или не вскрытым, или

пройден наклонным (не горизонтальным) стволом, т.е. геологическая задача

подвижной водой, которая и обуславливает практическое отсутствие

безводного периода работы скважин

Скважины, эксплуатируемые электроцентробежными установками

оборудованы:

Устьевая арматура электронасосная АФК1Э2-65х14ХЛ;

(Рисунок 4.1.)

Насосно-компрессорные трубы НКТ диаметром 60 и 73 мм марки

"Д" и "К";

Электроцентробежные модульные насосные установки серии

УЭЦНМ с газосепаратором в модульном исполнении

производительностью 10, 20, 50, 80 м3/сут.

Типовая схема компоновки оборудования, при эксплуатации скважин ЭЦН

приведена на рисунке 4.2

Погружной электродвигатель – двигатель малого диаметра, маслозаполнен.

По типу двигатель асинхронный, с коротко замкнутым секционным ротором.

Между секциями ротора – промежуточные подшипники радиальные. Осевые

нагрузки воспринимаются гидравлической пятой, расположенной в верхней

части двигателя.

Гидрозащита–в модульных установках выполнена в виде одной сборочной

единицы - протектора. Протектор предназначен для защиты ПЭД от попадания

пластовой жидкости, для передачи крутящего момента от двигателя к насосу.

Насос–представляет собой набор насосных модульных секций,

составленных под необходимый напор для конкретной скважины. Спускается в

скважину под расчетный динамический уровень. Жидкость подается по НКТ, к

внешней стороне которых прикреплен электрокабель.

Кабель–подземный погружной. Предназначен для подачи электроэнергии

погружному электродвигателю.

Скважины, эксплуатируемые фонтанным способом оборудованы:

Фонтанная арматура АФК1-6521-4; АФК1Э2-65х14ХЛ В качестве лифта используют насосно-компрессорные трубы

диаметром 73 мм, а при комбинированном лифте НКТ диаметром 60 и 73 мм.

Фонтанная арматура

Фонтанная арматура предназначена для оборудования устья нефтяных и газовых скважин с целью герметизации, контроля и регулирования режима их эксплуатации.

Фонтанная арматура позволяет:

o проводить работы по освоению и пуску в эксплуатацию скважины;

o закачивать в скважины сжатый газ, жидкость и их смеси;

o направлять продукцию скважины в коллекторы, сепараторы, на ГЗУ, нанефтесборные пункты;

o регулировать отбор продукции из скважины;

o замерять забойное, устьевое, концевое и затрубное давление;

o проводить различные исследования и геолого-технические мероприятия;

o глушить скважину прокачкой воды или глинистого раствора, либо закрывать ее на определенное время.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и по прочностным признакам:

o по рабочему давлению от 7 до 105 МПа;

o по размерам проходного сечения от 50 до 100 мм.

По жидкостным характеристикам (дебит, давление, температура, газовый фактор и т.д.) скважины бывают различными, поэтому выпускают фонтанные арматуры, рассчитанные на разные условия работы.

Образец фонтанной арматуры и техническая характеристика АФК6-65214 изготовленной ЗАО «Нефтемашвнедрение» для применения на объектах ОАО «Сибнефть-ННГ» ТПДН «ХН» представлен на рисунке 4.3

4.3 Осложнения при эксплуатации скважин

4.3.1 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при

эксплуатации скважин

Исходя из литологического строения пласта, состава нефти, газа и

воды основными осложнениями при работе добывающих и нагнетательных

скважин могут быть:

засорение забоя скважин и образование пробок в эксплуатационной

колонне,

отложение парафина,

коррозия оборудования

4.3.2 Предотвращение и удаление механических отложений на забое скважины

и в эксплуатационной колонне

Мероприятия по предотвращению засорения забоя сводятся к созданию

условий для выноса песка и грязи с забоя скважины. Для этого следует

применять хвостовики-трубы малого диаметра, спускаемые до верхних

отверстий фильтра.

Предусмотреть меры предупреждения разрушения призабойной зоны

пласта. Обычно плотные песчаники не разрушаются при существующих

депрессиях на пласт и отсутствии пресной воды в призабойной зоне скважины.

Кроме того, можно применять фильтры.

Если же засорение произошло, следует применять промывку забоя

скважины через специально спускаемые НКТ. Периодичность промывки

можно значительно снизить, если при разбуривании предусмотреть в

конструкции скважины зумпфа - участка обсадной колонны ниже пласта

длиной до 50 метров.

результаты дает использование горячих растворителей, например, конденсата.

Эффективность использования газового конденсата можно значительно

увеличить, подогревая его даже до не очень высоких температур (порядка 40°

С). Применение пара или горячих растворителей является радикальным

способом удаления парафина и обязательно к применению на месторождениях

с парафинистыми нефтями. Однако, применение острого пара или нефти с

температурой выше 100° С не рекомендуется для скважин, оборудованных

УЭЦН, во избежание повреждения кабеля и колодки кабельного ввода.

Применение вышеперечисленных методов не исключает применение

тепловых обработок, но, как правило, значительна увеличивает время между

циклами тепловых обработок. Тепловые обработки проводится горячей нефтью

с помощью агрегата АДПМ.

Возможно также применение механической очистки–скребками.

В аварийных ситуациях, когда парафиновые пробки перекрывают полость

НКТ более чем на 70 %, следует применить скребок-фрезер или нагреватель,

спускаемый на греющем кабеле.

Рекомендуется использование подъемных труб с внутренней поверхностью

покрытых пленкой обладающей низкой адгезией для парафинов - эмаль, лак и

т.п. Из покрытий наиболее эффективно применение остеклованных труб. Эти

трубы устанавливаются в верхней части колонии НКТ до глубины, где

температура равна температуре начала кристаллизации парафинов.

Остеклованные трубы не исключают применение ингибиторов,

предотвращающих отложение парафина. В этом случае следует применять

ингибиторы, которые вызывают в потоке образование мельчайших

кристалликов парафинов, которые не прилипают к поверхности оборудования.

Ингибиторы следует подавать небольшими порциями в затрубное

пространство.

скважины должно иметь соответствующие штуцеры для ввода реагентов в

затрубное пространство.

Кроме того, перспективным направлением борьбы с коррозией,

требующим минимальных эксплуатационных затрат, является применение

внутренних антикоррозионных покрытий или использование стеклопласти-

ковых труб высокого давления.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Основные проектные решения по разработке Средне–Итурского месторож-

дения

Освоение месторождения начато ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» в

1993 году на основании проекта пробной эксплуатации пластов БС91 и БС120,

выполненного Ноябрьск НИПИ нефть и утвержденного ЦКР Минтопэнерго РФ

(протокол № 1598 от 03. 11. 93г.). Основные проектные решения следующие:

выделение первоочередного участка пробной эксплуатации пластов

БС91 и БС120 с размещением проектных скважин по равномерной треугольной

сетке с расстоянием 500х500метров;

общий проектный фонд – 61 скважина,

максимальный уровень добычи нефти 286,7 тыс.т достигается в 1996г.

с целью доразведки залежей пластов БС80, БС101,БС112, осуществить бу-

рение двух оценочных скважин в районе разведочных скважин №№

776,728,778. В этих же целях использовать проектный фонд пластов БС91 и

БС120.

Начальные геологические запасы Средне–Итурского месторождения по

результатам выполненных геологоразведочных работ(сейсморазведка и разве-

дочное бурение) утверждены ГКЗ МПР России протоколом №280 от 18 ноября

1994 года по категориям В+С1+С2, запасы по пласту БС6 отнесены к категории

С2.

В процессе эксплуатационного разбуривания месторождения произошло

изменение ранее принятой модели залежи. Это привело к продлению периода

пробной эксплуатации необходимости составления «Дополнения к проекту

пробной эксплуатации». Данный документ составлен Ноябрьск НИПИ нефть и

утвержден ЦКР (протокол № 2179 от 09.10.1997г.) со следующими проектными

решениями:

нение операций ГРП и обработки призабойных зон составами на основе ор-

ганических растворителей и кислотных обработок на малопродуктивных

скважинах, осуществление закачки реагента в нагнетательные скважины

для выравнивания профилей приемистости.

-осуществить в 2002-2004 гг. мероприятия по доразведке и исследованию

пластов БС6, БС120 с целью перевода запасов категории С2 в категорию С1.

3.2 Текущее состояние разработки

3.2.1 Анализ коэффициентов извлечения нефти

Согласно протоколу № 280 от 1994 г. ГКЗ РФ, величина утвер-

жденных геологических запасов нефти составляет 63844 тыс.т, из которых

12879 тыс.т запасов категории С2.

В результате бурения скважин, проведения исследований получен новый

геолого-промысловый материал, вследствие чего были изменены суммарные

запасы и структура запасов.

Основным нефтесодержащим объектом является пласт БС120, начальные

запасы которого составляют 20031 т.т. (31% от геологических запасов место-

рождения), извлекаемые – 6746 т.т., КИН – 0,337.

Также утверждены следющие КИН по пластам:

БС6 – 0,1,

БС7 – 0,213,

БС80 – 0,294,

БС91 – 0,304,

БС101 – 0,345,

БС112 – 0,355.

В отработке на нефть, в целом по месторождению, находятся 45 скважин.

Водозаборный фонд представлен 4 скважинами, 3 из них действующие

3.2.3 Основные технологические показатели разработки

На 2002 год по Средне-Итурскому месторождению принят бизнес–план в

объёме 1363,6 т.т. нефти. В течение года произошла корректировка–гибкий

план добычи–1591,7 т.т., в т.ч. базовая–1306,98т.т., ГТМ–284,69т.т.

Фактически добыто 1412,88 т.т. нефти, базовая добыча составила 1199,47

т.т., дополнительная, от проведения ГТМ, 213,41 т.т. нефти. В том числе по

пластам (см. таб.3.2):

Таблица 3.2

Пласт Добыча

нефти за

2002 год

тыс.т.

% от

добычи

по

местор.

%

отбора

от НИЗ

Темп

отбора

от НИЗ,

%

Текущй

КИН

д.ед

Средне

год

обвод.

%

БС6 10,380 0,7 4,1 3,98 0.008 75,72

БС7 80,141 5,7 15.99 15,44 0.035 12,92

БС80 182,162 12,9 28,39 6,07 0,088 49,85

БС91 301,828 21,4 39,82 11,13 0,121 32,76

БС101 215,382 15,2 23,12 6,71 0,083 57,22

БС112 265,781 18,8 56,99 10,71 0,210 53,55

БС120 357,206 25,3 30,22 5,41 0,117 40,13

В целом по месторождению средний дебит по нефти составил 31,49 т/сут,

по жидкости – 58,37 т/сут при обводнённости 46,06 %.

Скважины пробуренные на пласт БС6 характеризуется низким дебитом по

нефти – 20,68 т/сут при максимально высоких показателях по жидкости –

85,15 т/сут и обводнённости 75,72 %.

Физико-химические методы можно разделить на химические, к которым

относятся различные кислотные обработки пластов, и другие методы, которые

чаще всего применяются в сочетании с химическими. Эти методы включают в

себя дострелы и перестрелы пластов, гидроразрыв пласта. Как показывает

практика, применение кислотных обработок на скважинах данного месторож-

дения недостаточно эффективно. За период 2002 года проведено 11 операций,

средняя эффективность на 1 скважину составила–0,6 т/сут.

Для целей поддержания пластового давления, увеличения нефтеотдачи и

интенсификации добычи нефти, на месторождении применяют закачку воды.

Согласно проекту пробной эксплуатации и дополнению к нему на месторожде-

нии имеются четыре водозаборные скважины (производительностью до 1500

м3/сут воды апт-альб-сеноманского комплекса). Воды апт-альб-сеноманского

комплекса оказывают определённое влияние на повышение коэффициента неф-

теотдачи и увеличивают возможности по предотвращению замерзания (в связи

с низкими температурами на поверхности) наземного оборудования систем

ППД.

Закачка воды на Средне-Итурском месторождении ведётся по всем разра-

батываемым пластам, за исключением БС6. Так как данное месторождение от-

носительно недавно вступило в эксплуатацию, схема поддержания пластового

давления продолжает своё формирование и закачка по каждому пласту ведётся

небольшим количеством скважин.

По пласту БС120 реализуется рядная система завод нения. По причине не-

однородности пласта и наличия зон замещения коллекторов рядная система яв-

ляется недеформированной. Последний потенциальный нагнетательный ряд на

южном крыле располагается вблизи внешнего контура нефтеносности, поэтому

он, по существу, будет приконтурным.

По пласту БС112 по состоянию на 1.01.2003 года реализуется приконтурное

заводнение с соотношением скважин 23 добывающих и 5 нагнетательных. Сис-

тема заводнения, реализуемая в настоящее время, по пласту БС101 – очаговая, с

1. Выравнивание профилей приемистости с целью увеличения охвата за-

воднением и повышения нефтеотдачи пластов. Всего за 2002год по Средне-

Итурскому месторождению проведено 10 операции по применению водоизоли-

рующих, выравнивающих профиль приемистости и потокоотклоняющих ком-

позиций, которые снижают фазовую проницаемость по воде и увеличивают по

нефти (табл. 3.4).

Таблица 3.4

Технология

ВПП

Количество

скважин

Эффективность

т/с

Доп.добыча,

т.т

ГОС 2 41.3 15.066

ВУС 6 2.8 2,858

М/Э 2 11.4 5.213

Всего ВПП 10 12.2 23.137

Таким образом, суммарный технологический эффект от ВПП составил

23,137т.т нефти, удельный технологический эффект равен 2314т нефти на

скважино-операцию, среднесуточный прирост дебитов по нефти по добываю-

щему окружению-12,3т/сут, средняя продолжительность эффекта 259дня, ус-

пешность 69% (табл. 3.5).

Таблица 3.5

показатель Статический

план Факт +/-

Количество скв. 35 10 -25

Доп.добыча, т.т 23.860 23,137 -0.723

Эффект-ть,т/с 7,0 5,4 -1,6

Продолжит-ть,сут 139 104 -35

В итоге, прирост на скважинах добывающего окружения после обработок

составил 2,9т/сут, продолжительность эффекта составила около 107суток, ус-

пешность 81%. Грязекислотные обработки хотя более эффективны по приросту

добычи–3,2т/сут, оказываются менее эффективными при сравнении удельной

эффективности на скважино-операцию: удельный эффект от ГКО-365т.

Таким образом, анализ проведенных в 2002 году геолого-технических ме-

роприятий убедительно показал, что удельная эффективность воздействия на

ПЗП и пласт через нагнетательные скважины в геолого-физических условиях

Средне-Итурского месторождения ненамного ниже эффективности ГТМ в до-

бывающих скважинах.

Всего по месторождению с начала разработки добыто 6176,435 тыс.т неф-

ти или 32,88% от НИЗ, темп отбора от НИЗ составил 7,52%,

текущий КИН 0,112.

За отчетный год по Средне-Итурскому месторождению были выполнены

следующие геолого-технические мероприятия ( табл.3.7) :

Таблица 3.7

Виды

мероприятий

Кол-во

мероприятий

Добыча

нефти, т.т.

Ср.дебит

нефти, т/сут

ГРП 3 19,0 28,5

Возвраты 27 71,1 17,2

Зарезка второго

ствола 2 5,8 55,1

ВПП 10 23,1 14,3

Ввод новых скв. 8 94,4 159,7

Всего мероприя-

тий 50 213,4

Успешность проведения глубокопроникающих ГРП на скважинах Средне-

Итурского месторождения–100%, продолжительность эффекта 222 сут.

- интенсификация притока на 73 скважинах с дополнительной добы-

чей 135,307 т.т.

Таким образом, месторождение разрабатывается на основании «Техно-

логической схемы разработки Средне-Итурского месторождения», выпол-

ненной ООО «НииПП «ИНПЕТРО» и утвержденной протоколом ЦКР №

2886 от 18.07.2002г.

Выработка запасов по залежам нефти происходит неравномерно.

Наибольшее количество остаточных запасов сосредоточено в пласте

БС80 и БС10

1 , обводненность по которым достигла величин 49,8% и

57,2 % соответственно.

Наибольшая выработка приходится на пласт БС112 (57 %), при об-

водненности 53,5 %.

В отчетном году начата разработка пласта БС6 . Прирост запасов по

этому пласту составил 261тыс.т

В 2002году закончено разбуривание южной части пластов БС91 и

БС120

Отсутствие технологий ОПЗ пласта БС7 с близким присутствием

водоносных пропластков делает невозможным селективное освое-

ние нефтенасыщенной части пласта.

3.3.1 Конроль за разработкой пластов Средне-Итурского месторождения

Для контроля за разработкой площади применяются геолого-промысловые,

гидродинамические, промыслово-геофизические, физико-химические.

Контрольно-измерительные работы осуществляются в определенном ко-

личестве и последовательности.

Эти работы включают:

- замер дебита жидкости;

- отбор поверхностных (устьевых) проб жидкости;

3.3.2 Комплекс промыслово-геофизических методов по контролю за динамикой

выработки запасов нефти

Следовательно, теперь вместо проведения массированных стандартных

комплексов ПГИ и ГДИ с регулярной сеткой по всей площади залежи более ра-

ционально перейти на выполнение целевых точечных, но более сложных по

технологии комплексов измерений. Программа новых исследований должна

быть информационно увязана с текущими построениями динамической фильт-

рационной модели, поэтому, несмотря на приведенный ниже вариант предвари-

тельной опорной сетки скважин, для исследований комплексами ГДИ и ПГИ

необходимо допустить возможность ее коррекции в будущем.

Применительно к условиям Средне–Итурского месторождения рекомендуется:

o При выборе объектов текущих исследований ПГИ и ГДИ в целом учиты-

вать рекомендации опорной сети.

o Исследования ПГИ в эксплуатационных скважинах, а также ГДИ в добы-

вающих скважинах увязывать с работами по КРС (капитальному ремонту

скважин), заменой насосов и т.п. В технологии исследований добывающих

скважин предусмотреть работы по вызову притока с помощью свабирова-

ния, а также выборочное проведение специальных исследований по оценке

тепени вытеснения и остаточной нефтенасыщенности.

o Обеспечить исключительно цифровой способ регистрации всех параметров

ГИС-контроля (согласно утвержденным в 1999 г. «Правилам геофизиче-

ских исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах»).

o Сопровождать комплексные исследования ПГИ в добывающих скважинах

гидродинамическими испытаниями

(после принудительного вызова притока).

o Приоритетными задачами, решаемыми с помощью ПГИ считать: 1) выяв-

ление зон, характеризующихся неравномерностью выработки запасов неф-

ти (неохваченных активной разработкой), 2) выявление интервалов с меж-

Продолжение таблицы 3.10

Решаемая задача Методы Технология Примечания

3. Определение пластового давле-ния, состояния призабойной зоны скважины, дебита притока из пласта, фильтрационно-емкостных пара-метров пласта в малодебитных скважинах

Барометрия – снятие КВУ (кри-вых восстановле-ния уровня) и КВД (кривых вос-становления дав-ления)

Замеры на точке (в кровле пласта) во времени после вы-зова нестационар-ного притока

Обработка ре-зультатов может выполняться по нескольким мо-делям (Маскета, Хорнера, инди-каторным диа-граммам) и по новым методи-кам

4. Определение

профиля и состава притока, заколон-ных перетоков в малодебитных нефтяных скважи-нах

Термометрия, термокондуктив-ная расходомет-рия, методы оцен-ки состава (плот-ностеметрия, ре-зистивиметрия, влагометрия, ба-рометрия)

Серия замеров после вызова при-тока в процессе или после свабирования скважины, а также фоновый замер

Стандартный комплекс. Значи-тельный объем новой информа-ции может быть получен при ко-личественной об-работке термо-метрии и баро-метрии

5. Определение профиля погло-щения в нагнета-тельных скважи-нах

Термометрия, механическая расходометрия

(включая на точ-ках), барометрия

Замеры в услови-ях стационарной работы скважины, фоновый замер

Стандартный комплекс

6. Определение технического со-стояния колонн, искусственного забоя, других эле-ментов конструк-ции

Термометрия, расходометрия, барометрия, (шу-мометрия)

Замеры после вы-зова притока (или при закачке), фоно-вый замер

Стандартный комплекс. Для оценки коррозии колонн предлага-ется применять профилеметрию, методы дефекто-скопии

Возможно использование “специальных” комплексов, основанных на закач-ке меченого вещества (МВ) и использовании методов: ГК (изотопы); ИННК, резистивиметрия (хлоропродукты); термометрия (контрастная по температуре жидкость), т.п.

3.3.3 Контроль гидродинамическими методами

Гидродинамические исследования скважин призваны решать ряд основных задач:

o уточнить продуктивные и гидродинамические характеристики пласта;

o оценить технологическую эффективность отдельных элементов принятой

системы разработки (схемы расположения скважин, принятого способа

вскрытия пласта, системы поддержания пластового давления, способов

эксплуатации скважин и др.);

o определить динамику выработки пласта по площади и разрезу;

o оценить эффективность мероприятий по повышению или восстановлению

производительности скважин.

Информацию о промысловых технологических параметрах скважин должны

обеспечивать контрольно-измерительные приборы, устанавливаемые на устье

добывающих и нагнетательных скважин, а информацию о работе пластов -

гидродинамические методы исследований скважин опорной сети из числа

добывающих и нагнетательных. Основной объем планируемых исследований

приурочен к фонду нагнетательных скважин.

Для решения задач, связанных с получением информации о динамике

вытеснения (обводнения) по показаниям гидродинамических параметров,

желательно проводить исследования одних и тех же (опорных) скважин

периодически или через каждые 10-20 % увеличения доли воды в продукции.

Объем, виды и периодичность исследований должны в целом соответствовать

«Регламенту комплексного контроля за разработкой нефтяных и нефтегазовых

месторождений» (табл. 3.11).

4.2 КПД (паде-ние давления)

Нагнета-тельные

до 100 % среди ис-следуемых по КПД

1 раз в 1.5 го-да

КВУ (восстанов-ление уровней) в статике (замер давления)

Эксплуата-ционные механизи-рованного фонда

Те же параметры, что и в пп. 4.1, 4.2 (при специальной обработ-ке с учетом известно-го дебита предшест-вующей эксплуата-ции)

до 50 % среди ис-следуемых по КВУ

1 раз в 2 года

Осваивае-мые своби-рованием

По графику капитального

ремонта ИК (индикатор-

ные кривые) Добываю-щие и на-гнетате-льные

Пластовое давление, продуктивность про-ницаемость призабой-ной зоны, проницае-мость пласта (при ма-лой вероятности скин-фактора, при длитель-ной интенсивной экс-плуа-тации с одно-компо-нентной про-дукцией или при на-гнетании)

до 25 % среди ис-следуемых по ИК

1 раз в 2 года

5. Экспрес-соценка из-менения гидродина-мических параметров призабойной зоны

Замеры дебита и устьевых давле-ний

Добващие фонтанные

Забойное давление Продуктивность, про-ницаемость призабой-ной зоны, депрессия (при известном дебите и пластовом давле-нии)

до 100 % среди ис-следуемых

2 раза в год

Замеры динами-ческих уроней в режиме стабиль-ного отбора

Добываю-щие меха-низирован-ного фонда (насосные)

Замеры дебита и устьевого давле-ния

Нагнетате-льные

КВУ в статике (замер динами-ческого уровня)

Эксплуата-ционные механизи-рованного фонда

Забойное давление Продуктивность, пла-стовое давлние, про-ницаемость призабой-ной зоны, депрессия.

до 80 % среди ис-следуемых 1 раз в год

Осваивае-мые сваби-рова- нием

Продуктивность, пла-стовое давление, про-ницаемость призабой-ной зоны

до 30 % среди ис-следуемых

1 раз в год

2. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ СРЕДНЕ-ИТУРСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Геологическая характеристика Средне-Итурского месторождения

2.1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика

Вскрытый геологический разрез Средне-Итурского месторождения пред-

ставлен породами мезозойско-кайнозойского чехла и метаморфизованными по-

родами палеозойского складчатого фундамента. Большинство разведочных

скважин вскрыли меловые и более молодые отложения. Две скважины 763 и

776 вскрыли отложения тюменской свиты среднеюрского возраста. Макси-

мальная вскрытая толщина осадочных пород по скважине № 736 составляет

3260 м.Предполагаемая глубина залегания фундамента по данным геофизиче-

ских исследований составляет 3,7-3,8км.

Баженовская свита – породы представляют собой наиболее глубоководные

морские осадки юры. На территории Средне-Итурского месторождения свита

вскрыта скважинами 736, 776 на глубинах 3076-3104м.

Сложена она черными и буровато-черными битуминозными аргиллитами

плитчатыми, с тонкими прослоями глинистого листованого материала и ивест-

няков. Аргиллиты обогащены растительным детритом, пиритизированными ос-

татками фауны, вкраплениями пирита.

Толщина свиты составляет 21м.

Георгиевская свита – вскрыта на глубинах 3097-3125м. Отложения ее

представлены глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, иногда черными,

преимущественно тонкоотмученными, реже алевролитистыми. В глинах геор-

гиевской свиты часто отмечаются включения глауконита, который придает по-

роде зеленый оттенок.

Толщина георгиевской свиты на Средне-Итурском месторождении 3-4м.

Васюганская свита – отложения вскрыты скважинами 736, 776 на глубинах

3100-3129м. По своему литологическому составу делится на две подсвиты:

нижнюю – глинистую и верхнюю – преимущественно песчаную.

Нижняя подсвита представлена глинами аргиллитоподобными, серые до

темно-серых с мелкими линзами, гнездами и прослоями алевролитов, глини-

стых известняков. Вскрыта на глубине от 2037 до 2079м.

Верхняя подсвита представлена глинами аргиллитоподобными, темно-

серыми с тонкими прослоями алевролитов тонкоотмученных. Возраст свиты

определён аптскин. Толщина свиты 138-160м.

2.2 Характеристика продуктивных пластов Промышленные запасы нефти установлены в меловых отложениях

сортымской свиты - пласты БС12, БС112 , БС10

1 и усть-балыкской - пласты

БС9, БС8, БС7, БС6. Строение залежей осложнено наличием тектонических и

литологических экранов. Коллекторами служат песчано-алевролитовые по-

роды, тип коллектора терригенно- поровый.

На конец 1997 года геолого-промысловая характеристика пластов место-

рождения была пересмотрена с учетом проведения пробной эксплуатации и ре-

зультатам эксплуатационного бурения, выявленные залежи имеют следующие

характеристики:

Нефтяной пласт БС6

Пласт представлен песчано-алевролитовыми породами. Толщины пласта

колеблются от 12.8 до 37.8 метров. Эффективная толщина пласта, составляя в

среднем 11.4 м, изменяется по ГИС от 0.7 до 29.9 метров, средняя нефтенасы-

щенная толщина составляет 4.9 м. Статистические показатели характеристико-

эффициент песчанистости составляет 0.49, расчлененности -6.6.

Среднее значение коэффициента пористости по ГИС 0.18, нефтенасыщен-

ности 0.59, проницаемости 93 СИ по керну и 179 СИ по ГИС. Покрышкой пла-

ста служит сармановская глина толщиной 10-17 метров.

В пласте существуют две залежи с различным ВНК: Южная и Северная.

Северная залежь, в свою очередь, состоит из трех: в районе скважины 8045, в

районе скважины 8038, в районе скважины 13.

прослоями. Средняя песчанистость по пласту 76,5 процентов, расчлененность

колеблется от 1 до 7 и в среднем составляет3,38. Керн из пласта поднят в 5

скважинах. Средняя пористость по керну 22 процента, проницаемость 272 СИ,

ВНК принят на отметке 2525 м, размеры залежи 7,6 на 2,8км, высота 13 метров.

Залежь пластовая двух сводовая. Чисто нефтяная зона выделяется в районе

разведочной скважины N778, остальная часть залежи относится к водонефтя-

ной зоне.

Пласт БС112 развит по всей площади и представлен хорошо выраженным

на кривых ГИС песчаником. Суммарная эффективная мощность пласта изме-

няется от 9,4 метров по скважине N779 до 16,4 метров по N776. Средняя пес-

чанистость по пласту 76,5 процентов, расчлененность 2,94. ВНК принят на от-

метке 2593 м, залежь пластово-сводовая, размеры 6,8 на 2,4 км, высота 16 мет-

ров. Керном пласт охарактеризован в скважинах NN776,780,791. По образцам

отобранного керна пористость составляет 18,4 процента, проницаемость

107,4СИ.

Пласт БС12 является основным объектом разработки, на его долю прихо-

дится 29,3 процента всех балансовых запасов по месторождению. По данным

эксплуатационного бурения была уточнена геологическая модель залежи. В от-

личие от всех продуктивных пластов, имеющих шельфовое строение, пласт

БС12 имеет клиноформную, косослоистую структуру. В структурном плане со-

стоит из мелких куполов и прогибов. Купола располагаются вокруг разведоч-

ных скважин. По площади выделяются три крупных блока с разными отметка-

ми ВНК. В восточной части залежи ВНК принят на отметке 2657 м. Исключе-

ние составляют скважины NN201,216,871 , в которых ВНК отбивается на а.о.

2662 м. Аналогичная отметка ВНК наблюдается в скважине N733, располо-

женной к западу от них. Таким образом, можно предположить наличие разрыв-

ного экранирующего нарушения к западу от скважин NN201,216,871. Следую-

щим блоком месторождения с ВНК, отличающимся от принятого при подсчете

запасов, является район скважин NN781-792, где кровля нефтенасыщенных

кая. Бурение эксплуатационных скважин на периферии сопряжено с опреде-

лённым риском получения очень низких отборов нефти, особенно на втором

участке.

Коллектора третьего участка по эксплуатируемым скважинам имеют сред-

нюю нефтенасыщенную толщину- 8,3 м. Средняя проницаемость также доста-

точно высокая – 96 СИ, хотя её распределение неравномерно по площади и по

разрезу, и изменяется от 2 до 900 СИ. Разработка участка началась в 1995 году.

Для него характерно резкое снижение дебита нефти и рост обводнённости про-

дукции скважин, связанное с переводом под закачку скважин №№ 311,312.

Наибольшую площадь пласта занимает четвёртый участок, все скважины

которого находятся в ВНЗ. При этом средняя нефтенасыщенная мощность,

приходящаяся на 1 скважину составляет 6,6 м.

Разрабатывается участок с 1993 года.

2.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

По химическому составу воды олигоценового комплекса преимущественно

гидрокарбонатно-магниево-кальцевые и кальциево-магниевые. Воды ультра-

пресные с минерализацией 0,03-0,2 г/л. Другим водоносным комплексом, кото-

рый может быть использован для хозяйственных нужд, является четвертичный

водоносный комплекс. Его водообильность составляет 3-12 л/с, удельные деби-

ты 0,2-1,5 л/с*м, минерализация 0,03-0,1г/л. По солевому составу относятся к

гидрокарбанатно-кальциево-магниево-натриевым.

По данным анализов поверхностных проб плотность нефти состовляет

0,870г/см3, кинематическая вязкость 16,50 мм2/с при 200С и 6,59 мм2/с при 500С.

Нефть закипает при температуре 920С, легких фракций, выкипающих до 3000С,

содержится 45,75 %. Нефтьявляется сернистой (0,79 %), парафинистой (1,87 %)

и смолистой (8,67 %).

Средняя плотность пластовой нефти по данным исследования глубинных

проб при однократном разгазировании состовляет 0,804 г/см3, вязкость 1,44

Таблица 2.1

Исходные геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов

Параметры БС6 БС7 БС80 БС9

1

Тип залежи

Пласто-во-

сводовая массив-ная

Пласто-во-

сводо-вая

Пласто-во-

сводовая массив-ная

Пластово-

сводовая лито-

логически ог-

раниченная

Тип коллектора Поровый

Площадь нефтегазоносности, т.м2 5761 8938 15459 28491

Средняя общая толщина, м 11,4 4,9 16,7 3,7

Средняя нефтенасыщенная толщина, м 4,9 3,3 4,7 2,6

Средняя водонасыщенная толщина, м 6,5 1,6 12,0 1,1

Пористость, доли ед. 0,18 0,19 0,2 0,21

Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед. - 0,55 0,67 0,69

Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед. 0,59 0,53 0,61 0,60

Проницаемость, мкм2 по керну 0,094 0,029 0,045 0,173

По ГИС 0,179 0,079 0,136 0,252

По ГДИ - - 0,028 0,053

Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,49 0,7 0,74 0,82

Коэффициент расчленённости, доли ед. 6,6 3,7 9 3,2

Начальная пластовая температура,0С 75 75 82 83

Начальное пластовое давление, МПа 24,1 24,3 24,6 25,0

Вязкость нефти в пластовых условиях, МПа .с 1,33 1,33 1,33 1,43

Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3 0,793 0,793 0,793 0,799

Плотность нефти в поверхностных условиях,

г/см3

0,863 0,863 0,863 0,863

Абсолютная отметка ВНК, м 2345-

2355

2387 2414 2484

Объёмный коэффициент нефти, доли ед. 1,111 1,111 1,111 1,111

Содержание серы в нефти, % 0,6 0,6 0,6 0,81

Содержание парафина в нефти, % 1,49 1,49 1,58 2,1

Давления насыщения нефти газом, МПа 9,7 9,7 9,7 9,9

Газосодержание нефти, м3/т 47 47 47 47

Вязкость воды в пластовых условиях, МПа.с 0,4 0,4 0,4 0,4

Плотность воды в пластовых условиях,

т/м3

1,002 1,002 1,002 1,002

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Основные проектные решения по разработке Средне–Итурского месторож-

дения

Освоение месторождения начато ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» в

1993 году на основании проекта пробной эксплуатации пластов БС91 и БС120,

выполненного Ноябрьск НИПИ нефть и утвержденного ЦКР Минтопэнерго РФ

(протокол № 1598 от 03. 11. 93г.). Основные проектные решения следующие:

выделение первоочередного участка пробной эксплуатации пластов

БС91 и БС120 с размещением проектных скважин по равномерной треугольной

сетке с расстоянием 500х500метров;

общий проектный фонд – 61 скважина,

максимальный уровень добычи нефти 286,7 тыс.т достигается в 1996г.

с целью доразведки залежей пластов БС80, БС101,БС112, осуществить бу-

рение двух оценочных скважин в районе разведочных скважин №№

776,728,778. В этих же целях использовать проектный фонд пластов БС91 и

БС120.

Начальные геологические запасы Средне–Итурского месторождения по

результатам выполненных геологоразведочных работ(сейсморазведка и разве-

дочное бурение) утверждены ГКЗ МПР России протоколом №280 от 18 ноября

1994 года по категориям В+С1+С2, запасы по пласту БС6 отнесены к категории

С2.

В процессе эксплуатационного разбуривания месторождения произошло

изменение ранее принятой модели залежи. Это привело к продлению периода

пробной эксплуатации необходимости составления «Дополнения к проекту

пробной эксплуатации». Данный документ составлен Ноябрьск НИПИ нефть и

утвержден ЦКР (протокол № 2179 от 09.10.1997г.) со следующими проектными

решениями:

нение операций ГРП и обработки призабойных зон составами на основе ор-

ганических растворителей и кислотных обработок на малопродуктивных

скважинах, осуществление закачки реагента в нагнетательные скважины

для выравнивания профилей приемистости.

-осуществить в 2002-2004 гг. мероприятия по доразведке и исследованию

пластов БС6, БС120 с целью перевода запасов категории С2 в категорию С1.

3.2 Текущее состояние разработки

3.2.1 Анализ коэффициентов извлечения нефти

Согласно протоколу № 280 от 1994 г. ГКЗ РФ, величина утвер-

жденных геологических запасов нефти составляет 63844 тыс.т, из которых

12879 тыс.т запасов категории С2.

В результате бурения скважин, проведения исследований получен новый

геолого-промысловый материал, вследствие чего были изменены суммарные

запасы и структура запасов.

Основным нефтесодержащим объектом является пласт БС120, начальные

запасы которого составляют 20031 т.т. (31% от геологических запасов место-

рождения), извлекаемые – 6746 т.т., КИН – 0,337.

Также утверждены следющие КИН по пластам:

БС6 – 0,1,

БС7 – 0,213,

БС80 – 0,294,

БС91 – 0,304,

БС101 – 0,345,

БС112 – 0,355.

В отработке на нефть, в целом по месторождению, находятся 45 скважин.

Водозаборный фонд представлен 4 скважинами, 3 из них действующие

3.2.3 Основные технологические показатели разработки

На 2002 год по Средне-Итурскому месторождению принят бизнес–план в

объёме 1363,6 т.т. нефти. В течение года произошла корректировка–гибкий

план добычи–1591,7 т.т., в т.ч. базовая–1306,98т.т., ГТМ–284,69т.т.

Фактически добыто 1412,88 т.т. нефти, базовая добыча составила 1199,47

т.т., дополнительная, от проведения ГТМ, 213,41 т.т. нефти. В том числе по

пластам (см. таб.3.2):

Таблица 3.2

Пласт Добыча

нефти за

2002 год

тыс.т.

% от

добычи

по

местор.

%

отбора

от НИЗ

Темп

отбора

от НИЗ,

%

Текущй

КИН

д.ед

Средне

год

обвод.

%

БС6 10,380 0,7 4,1 3,98 0.008 75,72

БС7 80,141 5,7 15.99 15,44 0.035 12,92

БС80 182,162 12,9 28,39 6,07 0,088 49,85

БС91 301,828 21,4 39,82 11,13 0,121 32,76

БС101 215,382 15,2 23,12 6,71 0,083 57,22

БС112 265,781 18,8 56,99 10,71 0,210 53,55

БС120 357,206 25,3 30,22 5,41 0,117 40,13

В целом по месторождению средний дебит по нефти составил 31,49 т/сут,

по жидкости – 58,37 т/сут при обводнённости 46,06 %.

Скважины пробуренные на пласт БС6 характеризуется низким дебитом по

нефти – 20,68 т/сут при максимально высоких показателях по жидкости –

85,15 т/сут и обводнённости 75,72 %.

Физико-химические методы можно разделить на химические, к которым

относятся различные кислотные обработки пластов, и другие методы, которые

чаще всего применяются в сочетании с химическими. Эти методы включают в

себя дострелы и перестрелы пластов, гидроразрыв пласта. Как показывает

практика, применение кислотных обработок на скважинах данного месторож-

дения недостаточно эффективно. За период 2002 года проведено 11 операций,

средняя эффективность на 1 скважину составила–0,6 т/сут.

Для целей поддержания пластового давления, увеличения нефтеотдачи и

интенсификации добычи нефти, на месторождении применяют закачку воды.

Согласно проекту пробной эксплуатации и дополнению к нему на месторожде-

нии имеются четыре водозаборные скважины (производительностью до 1500

м3/сут воды апт-альб-сеноманского комплекса). Воды апт-альб-сеноманского

комплекса оказывают определённое влияние на повышение коэффициента неф-

теотдачи и увеличивают возможности по предотвращению замерзания (в связи

с низкими температурами на поверхности) наземного оборудования систем

ППД.

Закачка воды на Средне-Итурском месторождении ведётся по всем разра-

батываемым пластам, за исключением БС6. Так как данное месторождение от-

носительно недавно вступило в эксплуатацию, схема поддержания пластового

давления продолжает своё формирование и закачка по каждому пласту ведётся

небольшим количеством скважин.

По пласту БС120 реализуется рядная система завод нения. По причине не-

однородности пласта и наличия зон замещения коллекторов рядная система яв-

ляется недеформированной. Последний потенциальный нагнетательный ряд на

южном крыле располагается вблизи внешнего контура нефтеносности, поэтому

он, по существу, будет приконтурным.

По пласту БС112 по состоянию на 1.01.2003 года реализуется приконтурное

заводнение с соотношением скважин 23 добывающих и 5 нагнетательных. Сис-

тема заводнения, реализуемая в настоящее время, по пласту БС101 – очаговая, с

1. Выравнивание профилей приемистости с целью увеличения охвата за-

воднением и повышения нефтеотдачи пластов. Всего за 2002год по Средне-

Итурскому месторождению проведено 10 операции по применению водоизоли-

рующих, выравнивающих профиль приемистости и потокоотклоняющих ком-

позиций, которые снижают фазовую проницаемость по воде и увеличивают по

нефти (табл. 3.4).

Таблица 3.4

Технология

ВПП

Количество

скважин

Эффективность

т/с

Доп.добыча,

т.т

ГОС 2 41.3 15.066

ВУС 6 2.8 2,858

М/Э 2 11.4 5.213

Всего ВПП 10 12.2 23.137

Таким образом, суммарный технологический эффект от ВПП составил

23,137т.т нефти, удельный технологический эффект равен 2314т нефти на

скважино-операцию, среднесуточный прирост дебитов по нефти по добываю-

щему окружению-12,3т/сут, средняя продолжительность эффекта 259дня, ус-

пешность 69% (табл. 3.5).

Таблица 3.5

показатель Статический

план Факт +/-

Количество скв. 35 10 -25

Доп.добыча, т.т 23.860 23,137 -0.723

Эффект-ть,т/с 7,0 5,4 -1,6

Продолжит-ть,сут 139 104 -35

В итоге, прирост на скважинах добывающего окружения после обработок

составил 2,9т/сут, продолжительность эффекта составила около 107суток, ус-

пешность 81%. Грязекислотные обработки хотя более эффективны по приросту

добычи–3,2т/сут, оказываются менее эффективными при сравнении удельной

эффективности на скважино-операцию: удельный эффект от ГКО-365т.

Таким образом, анализ проведенных в 2002 году геолого-технических ме-

роприятий убедительно показал, что удельная эффективность воздействия на

ПЗП и пласт через нагнетательные скважины в геолого-физических условиях

Средне-Итурского месторождения ненамного ниже эффективности ГТМ в до-

бывающих скважинах.

Всего по месторождению с начала разработки добыто 6176,435 тыс.т неф-

ти или 32,88% от НИЗ, темп отбора от НИЗ составил 7,52%,

текущий КИН 0,112.

За отчетный год по Средне-Итурскому месторождению были выполнены

следующие геолого-технические мероприятия ( табл.3.7) :

Таблица 3.7

Виды

мероприятий

Кол-во

мероприятий

Добыча

нефти, т.т.

Ср.дебит

нефти, т/сут

ГРП 3 19,0 28,5

Возвраты 27 71,1 17,2

Зарезка второго

ствола 2 5,8 55,1

ВПП 10 23,1 14,3

Ввод новых скв. 8 94,4 159,7

Всего мероприя-

тий 50 213,4

Успешность проведения глубокопроникающих ГРП на скважинах Средне-

Итурского месторождения–100%, продолжительность эффекта 222 сут.

- интенсификация притока на 73 скважинах с дополнительной добы-

чей 135,307 т.т.

Таким образом, месторождение разрабатывается на основании «Техно-

логической схемы разработки Средне-Итурского месторождения», выпол-

ненной ООО «НииПП «ИНПЕТРО» и утвержденной протоколом ЦКР №

2886 от 18.07.2002г.

Выработка запасов по залежам нефти происходит неравномерно.

Наибольшее количество остаточных запасов сосредоточено в пласте

БС80 и БС10

1 , обводненность по которым достигла величин 49,8% и

57,2 % соответственно.

Наибольшая выработка приходится на пласт БС112 (57 %), при об-

водненности 53,5 %.

В отчетном году начата разработка пласта БС6 . Прирост запасов по

этому пласту составил 261тыс.т

В 2002году закончено разбуривание южной части пластов БС91 и

БС120

Отсутствие технологий ОПЗ пласта БС7 с близким присутствием

водоносных пропластков делает невозможным селективное освое-

ние нефтенасыщенной части пласта.

3.3.1 Конроль за разработкой пластов Средне-Итурского месторождения

Для контроля за разработкой площади применяются геолого-промысловые,

гидродинамические, промыслово-геофизические, физико-химические.

Контрольно-измерительные работы осуществляются в определенном ко-

личестве и последовательности.

Эти работы включают:

- замер дебита жидкости;

- отбор поверхностных (устьевых) проб жидкости;

3.3.2 Комплекс промыслово-геофизических методов по контролю за динамикой

выработки запасов нефти

Следовательно, теперь вместо проведения массированных стандартных

комплексов ПГИ и ГДИ с регулярной сеткой по всей площади залежи более ра-

ционально перейти на выполнение целевых точечных, но более сложных по

технологии комплексов измерений. Программа новых исследований должна

быть информационно увязана с текущими построениями динамической фильт-

рационной модели, поэтому, несмотря на приведенный ниже вариант предвари-

тельной опорной сетки скважин, для исследований комплексами ГДИ и ПГИ

необходимо допустить возможность ее коррекции в будущем.

Применительно к условиям Средне–Итурского месторождения рекомендуется:

o При выборе объектов текущих исследований ПГИ и ГДИ в целом учиты-

вать рекомендации опорной сети.

o Исследования ПГИ в эксплуатационных скважинах, а также ГДИ в добы-

вающих скважинах увязывать с работами по КРС (капитальному ремонту

скважин), заменой насосов и т.п. В технологии исследований добывающих

скважин предусмотреть работы по вызову притока с помощью свабирова-

ния, а также выборочное проведение специальных исследований по оценке

тепени вытеснения и остаточной нефтенасыщенности.

o Обеспечить исключительно цифровой способ регистрации всех параметров

ГИС-контроля (согласно утвержденным в 1999 г. «Правилам геофизиче-

ских исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах»).

o Сопровождать комплексные исследования ПГИ в добывающих скважинах

гидродинамическими испытаниями

(после принудительного вызова притока).

o Приоритетными задачами, решаемыми с помощью ПГИ считать: 1) выяв-

ление зон, характеризующихся неравномерностью выработки запасов неф-

ти (неохваченных активной разработкой), 2) выявление интервалов с меж-

Продолжение таблицы 3.10

Решаемая задача Методы Технология Примечания

3. Определение пластового давле-ния, состояния призабойной зоны скважины, дебита притока из пласта, фильтрационно-емкостных пара-метров пласта в малодебитных скважинах

Барометрия – снятие КВУ (кри-вых восстановле-ния уровня) и КВД (кривых вос-становления дав-ления)

Замеры на точке (в кровле пласта) во времени после вы-зова нестационар-ного притока

Обработка ре-зультатов может выполняться по нескольким мо-делям (Маскета, Хорнера, инди-каторным диа-граммам) и по новым методи-кам

4. Определение

профиля и состава притока, заколон-ных перетоков в малодебитных нефтяных скважи-нах

Термометрия, термокондуктив-ная расходомет-рия, методы оцен-ки состава (плот-ностеметрия, ре-зистивиметрия, влагометрия, ба-рометрия)

Серия замеров после вызова при-тока в процессе или после свабирования скважины, а также фоновый замер

Стандартный комплекс. Значи-тельный объем новой информа-ции может быть получен при ко-личественной об-работке термо-метрии и баро-метрии

5. Определение профиля погло-щения в нагнета-тельных скважи-нах

Термометрия, механическая расходометрия

(включая на точ-ках), барометрия

Замеры в услови-ях стационарной работы скважины, фоновый замер

Стандартный комплекс

6. Определение технического со-стояния колонн, искусственного забоя, других эле-ментов конструк-ции

Термометрия, расходометрия, барометрия, (шу-мометрия)

Замеры после вы-зова притока (или при закачке), фоно-вый замер

Стандартный комплекс. Для оценки коррозии колонн предлага-ется применять профилеметрию, методы дефекто-скопии

Возможно использование “специальных” комплексов, основанных на закач-ке меченого вещества (МВ) и использовании методов: ГК (изотопы); ИННК, резистивиметрия (хлоропродукты); термометрия (контрастная по температуре жидкость), т.п.

3.3.3 Контроль гидродинамическими методами

Гидродинамические исследования скважин призваны решать ряд основных задач:

o уточнить продуктивные и гидродинамические характеристики пласта;

o оценить технологическую эффективность отдельных элементов принятой

системы разработки (схемы расположения скважин, принятого способа

вскрытия пласта, системы поддержания пластового давления, способов

эксплуатации скважин и др.);

o определить динамику выработки пласта по площади и разрезу;

o оценить эффективность мероприятий по повышению или восстановлению

производительности скважин.

Информацию о промысловых технологических параметрах скважин должны

обеспечивать контрольно-измерительные приборы, устанавливаемые на устье

добывающих и нагнетательных скважин, а информацию о работе пластов -

гидродинамические методы исследований скважин опорной сети из числа

добывающих и нагнетательных. Основной объем планируемых исследований

приурочен к фонду нагнетательных скважин.

Для решения задач, связанных с получением информации о динамике

вытеснения (обводнения) по показаниям гидродинамических параметров,

желательно проводить исследования одних и тех же (опорных) скважин

периодически или через каждые 10-20 % увеличения доли воды в продукции.

Объем, виды и периодичность исследований должны в целом соответствовать

«Регламенту комплексного контроля за разработкой нефтяных и нефтегазовых

месторождений» (табл. 3.11).

4.2 КПД (паде-ние давления)

Нагнета-тельные

до 100 % среди ис-следуемых по КПД

1 раз в 1.5 го-да

КВУ (восстанов-ление уровней) в статике (замер давления)

Эксплуата-ционные механизи-рованного фонда

Те же параметры, что и в пп. 4.1, 4.2 (при специальной обработ-ке с учетом известно-го дебита предшест-вующей эксплуата-ции)

до 50 % среди ис-следуемых по КВУ

1 раз в 2 года

Осваивае-мые своби-рованием

По графику капитального

ремонта ИК (индикатор-

ные кривые) Добываю-щие и на-гнетате-льные

Пластовое давление, продуктивность про-ницаемость призабой-ной зоны, проницае-мость пласта (при ма-лой вероятности скин-фактора, при длитель-ной интенсивной экс-плуа-тации с одно-компо-нентной про-дукцией или при на-гнетании)

до 25 % среди ис-следуемых по ИК

1 раз в 2 года

5. Экспрес-соценка из-менения гидродина-мических параметров призабойной зоны

Замеры дебита и устьевых давле-ний

Добващие фонтанные

Забойное давление Продуктивность, про-ницаемость призабой-ной зоны, депрессия (при известном дебите и пластовом давле-нии)

до 100 % среди ис-следуемых

2 раза в год

Замеры динами-ческих уроней в режиме стабиль-ного отбора

Добываю-щие меха-низирован-ного фонда (насосные)

Замеры дебита и устьевого давле-ния

Нагнетате-льные

КВУ в статике (замер динами-ческого уровня)

Эксплуата-ционные механизи-рованного фонда

Забойное давление Продуктивность, пла-стовое давлние, про-ницаемость призабой-ной зоны, депрессия.

до 80 % среди ис-следуемых 1 раз в год

Осваивае-мые сваби-рова- нием

Продуктивность, пла-стовое давление, про-ницаемость призабой-ной зоны

до 30 % среди ис-следуемых

1 раз в год

4 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Конструкция скважин

Конструкции скважин выбираются с учетом геолого-технологических

условий разреза, назначения скважин (добывающая, нагнетательная и т.п.),

способа эксплуатации (фонтанный, газлифтный, механизированный), вида

скважины (наклонно-направленная, пологая или горизонтальная), способа

первичного вскрытия и типа бурового раствора для вскрытия.

Типовые конструкции пробуренных скважин: направленные диаметром

324 мм–40 м(или без направления), кондуктор диаметром 219мм–500 м,

эксплуатационная колонна диаметром 146 мм до забоя.

Месторождение расположено в зоне залегания многолетнемерзлых пород:

в районе отмечается современная и древняя многолетняя мерзлота.

Верхний слой ММП имеет прерывистый характер распространения и

залегает в интервалах глубин до 10 м, а на отдельных участках до 50 м.

Температура до 1,20С, льдистость – до 0,25.

Второй слой ММП залегает в интервале от 100 до 350 м, температура-до-

0,50С, льдистость – до 0,25.

В интервале глубин 120–180 м возможны поглощения бурового раствора

вплоть до потери циркуляции.

С учетом вышеизложенного, принимается проектная глубина скважин 2800

м (по вертикали), причем длина зумпфа ограничена условием предотвращения

вскрытия обводненного пропластка.

Принимаются следующие конструкции скважин:

Направление диаметром 324 мм – спускается на глубину 60м с целью

перекрытия верхнего слоя ММП и предотвращения размыва приустьевой части

скважины, цементируется до устья – для наклонно-направленных скважин; для

пологих и горизонтальных скважин глубина спуска направления увеличена до

200 м с целью полного перекрытия интервала возможных поглощений.

Рисунок 4.1.

- качественное строительство скважин при минимальных затратах времени и

средств;

- достижение проектного смещения забоя от вертикали в заданном

направлении с учетом допустимых норм отклонения от проектного

положения при минимальном объеме работ с ориентируемыми

отклоняющими КНБК;

- минимальное количество перегибов ствола с радиусами искривления, не

превышающими допустимые величины;

- возможность свободного происхождения по стволу различных КНБК и

обсадных колонн в процессе бурения и оснасток элементов подземного

ремонта; длительную и безаварийную эксплуатацию скважин глубинными

насосами, в т.ч. и глубинными штанговыми насосами, а также возможность

применения методов одновременно раздельной эксплуатации нескольких

горизонтов при разработке многопластовых месторождений нефти.

Выбираем следующие типы профилей скважин:

1. Наклонно-направленные скважины обычного профиля, состоящие из 5-и

участков:

- ертикальный участок – в интервале бурения под кондуктор от нуля до

плотных глин (не менее 250м);

- участок ориентированного набора параметров искривления – в

интервале бурения под кондуктор;

- участок добора параметров искривления не ориентируемыми КНБК –

конец интервала бурения под кондуктор и начало бурения под

эксплуатационную колонну;

- участок стабилизации параметров искривления – при бурении под

эксплуатационную колонну в интервале возможного спуска

глубинного насосного оборудования ( до глубины 1600…1900м);

- участок свободного падения зенитного угла – при бурении до

проектной глубины.

Бурение горизонтальных скважин связано с необходимостью иметь

достоверные сведения о глубине залегания продуктивного горизонта. Даже

незначительная ошибка в предполагаемой глубине залегания пласта может

привести к тому, что продуктивный пласт окажется или не вскрытым, или

пройден наклонным (не горизонтальным) стволом, т.е. геологическая задача

окажется не выполненной. Кроме этого, может оказаться вскрытой

водонасыщенная часть пласта, что крайне не желательно.

С целью исключения брака, связанного с неточными сведениями о

геологическом строении скважины, предусмотрено произвести полное

вскрытие продуктивного горизонта пилотным стволом, и после получения

данных по пласту (интервал залегания, насыщенность, угол падения, азимут

простирания пласта и др.) производится ликвидация части пилотного ствола и

бурение горизонтального участка. Участок стабилизации зенитного угла при

вскрытии продуктивного горизонта.

5. Горизонтальные скважины с плоским профилем (или с разворотом по

азимуту до 200) с входом в кровлю продуктивного горизонта при зенитном угле

около 900 перед кровлей продуктивного горизонта ориентируемыми КНБК;

Профиль скважины состоит из 6-ти участков:

- первые 4 участка аналогично профилю пологих скважин;

- участок разворота направления скважины по азимуту и

увеличения зенитного угла до 88…900 перед кровлей

продуктивного горизонта ориентируемого КНБК;

- горизонтальный участок при бурении вдоль продуктивного

горизонта.

Бурение горизонтальных скважин связано с необходимостью иметь

достоверные сведения о глубине залегания продуктивного горизонта. Даже

незначительная ошибка в предполагаемой глубине залегания пласта может

привести к тому, что продуктивный пласт окажется или не вскрытым, или

пройден наклонным (не горизонтальным) стволом, т.е. геологическая задача

подвижной водой, которая и обуславливает практическое отсутствие

безводного периода работы скважин

Скважины, эксплуатируемые электроцентробежными установками

оборудованы:

Устьевая арматура электронасосная АФК1Э2-65х14ХЛ;

(Рисунок 4.1.)

Насосно-компрессорные трубы НКТ диаметром 60 и 73 мм марки

"Д" и "К";

Электроцентробежные модульные насосные установки серии

УЭЦНМ с газосепаратором в модульном исполнении

производительностью 10, 20, 50, 80 м3/сут.

Типовая схема компоновки оборудования, при эксплуатации скважин ЭЦН

приведена на рисунке 4.2

Погружной электродвигатель – двигатель малого диаметра, маслозаполнен.

По типу двигатель асинхронный, с коротко замкнутым секционным ротором.

Между секциями ротора – промежуточные подшипники радиальные. Осевые

нагрузки воспринимаются гидравлической пятой, расположенной в верхней

части двигателя.

Гидрозащита–в модульных установках выполнена в виде одной сборочной

единицы - протектора. Протектор предназначен для защиты ПЭД от попадания

пластовой жидкости, для передачи крутящего момента от двигателя к насосу.

Насос–представляет собой набор насосных модульных секций,

составленных под необходимый напор для конкретной скважины. Спускается в

скважину под расчетный динамический уровень. Жидкость подается по НКТ, к

внешней стороне которых прикреплен электрокабель.

Кабель–подземный погружной. Предназначен для подачи электроэнергии

погружному электродвигателю.

Скважины, эксплуатируемые фонтанным способом оборудованы:

Фонтанная арматура АФК1-6521-4; АФК1Э2-65х14ХЛ В качестве лифта используют насосно-компрессорные трубы

диаметром 73 мм, а при комбинированном лифте НКТ диаметром 60 и 73 мм.

Фонтанная арматура

Фонтанная арматура предназначена для оборудования устья нефтяных и газовых скважин с целью герметизации, контроля и регулирования режима их эксплуатации.

Фонтанная арматура позволяет:

o проводить работы по освоению и пуску в эксплуатацию скважины;

o закачивать в скважины сжатый газ, жидкость и их смеси;

o направлять продукцию скважины в коллекторы, сепараторы, на ГЗУ, нанефтесборные пункты;

o регулировать отбор продукции из скважины;

o замерять забойное, устьевое, концевое и затрубное давление;

o проводить различные исследования и геолого-технические мероприятия;

o глушить скважину прокачкой воды или глинистого раствора, либо закрывать ее на определенное время.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и по прочностным признакам:

o по рабочему давлению от 7 до 105 МПа;

o по размерам проходного сечения от 50 до 100 мм.

По жидкостным характеристикам (дебит, давление, температура, газовый фактор и т.д.) скважины бывают различными, поэтому выпускают фонтанные арматуры, рассчитанные на разные условия работы.

Образец фонтанной арматуры и техническая характеристика АФК6-65214 изготовленной ЗАО «Нефтемашвнедрение» для применения на объектах ОАО «Сибнефть-ННГ» ТПДН «ХН» представлен на рисунке 4.3

4.3 Осложнения при эксплуатации скважин

4.3.1 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при

эксплуатации скважин

Исходя из литологического строения пласта, состава нефти, газа и

воды основными осложнениями при работе добывающих и нагнетательных

скважин могут быть:

засорение забоя скважин и образование пробок в эксплуатационной

колонне,

отложение парафина,

коррозия оборудования

4.3.2 Предотвращение и удаление механических отложений на забое скважины

и в эксплуатационной колонне

Мероприятия по предотвращению засорения забоя сводятся к созданию

условий для выноса песка и грязи с забоя скважины. Для этого следует

применять хвостовики-трубы малого диаметра, спускаемые до верхних

отверстий фильтра.

Предусмотреть меры предупреждения разрушения призабойной зоны

пласта. Обычно плотные песчаники не разрушаются при существующих

депрессиях на пласт и отсутствии пресной воды в призабойной зоне скважины.

Кроме того, можно применять фильтры.

Если же засорение произошло, следует применять промывку забоя

скважины через специально спускаемые НКТ. Периодичность промывки

можно значительно снизить, если при разбуривании предусмотреть в

конструкции скважины зумпфа - участка обсадной колонны ниже пласта

длиной до 50 метров.

результаты дает использование горячих растворителей, например, конденсата.

Эффективность использования газового конденсата можно значительно

увеличить, подогревая его даже до не очень высоких температур (порядка 40°

С). Применение пара или горячих растворителей является радикальным

способом удаления парафина и обязательно к применению на месторождениях

с парафинистыми нефтями. Однако, применение острого пара или нефти с

температурой выше 100° С не рекомендуется для скважин, оборудованных

УЭЦН, во избежание повреждения кабеля и колодки кабельного ввода.

Применение вышеперечисленных методов не исключает применение

тепловых обработок, но, как правило, значительна увеличивает время между

циклами тепловых обработок. Тепловые обработки проводится горячей нефтью

с помощью агрегата АДПМ.

Возможно также применение механической очистки–скребками.

В аварийных ситуациях, когда парафиновые пробки перекрывают полость

НКТ более чем на 70 %, следует применить скребок-фрезер или нагреватель,

спускаемый на греющем кабеле.

Рекомендуется использование подъемных труб с внутренней поверхностью

покрытых пленкой обладающей низкой адгезией для парафинов - эмаль, лак и

т.п. Из покрытий наиболее эффективно применение остеклованных труб. Эти

трубы устанавливаются в верхней части колонии НКТ до глубины, где

температура равна температуре начала кристаллизации парафинов.

Остеклованные трубы не исключают применение ингибиторов,

предотвращающих отложение парафина. В этом случае следует применять

ингибиторы, которые вызывают в потоке образование мельчайших

кристалликов парафинов, которые не прилипают к поверхности оборудования.

Ингибиторы следует подавать небольшими порциями в затрубное

пространство.

скважины должно иметь соответствующие штуцеры для ввода реагентов в

затрубное пространство.

Кроме того, перспективным направлением борьбы с коррозией,

требующим минимальных эксплуатационных затрат, является применение

внутренних антикоррозионных покрытий или использование стеклопласти-

ковых труб высокого давления.

5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

5.1 Применение ГРП в отечественной и зарубежной практике

Гидравлический разрыв пласта (ГРП), как метод воздействия на

призабойную зону, стал применяться за рубежом с 1949 года. Только в США до

1981 года проведено более 800 тысяч успешных операций, в результате чего 35-

40% фонда скважин США оказалось обработано таким методом. Успешность

метода около 90%. За счет применения метода 25-30% запасов нефти

переведено из забалансовых в балансовые.

Принципиальным различием в подходе к выбору скважин для ГРП за

рубежом и в России является то, что в отечественной практике метод

применяется в отдельных скважинах, работающих с заниженными дебитами, по

сравнению с прилегающими скважинами данного месторождения, или на

скважинах, значительно снизивших свои добычные показатели. В связи с

высокой стоимостью ГРП, этот метод используется в крайнем случае, когда

применение других методов не обеспечивает желаемого результата. За рубежом

ГРП рассматривается, главным образом, как метод, составляющий часть общей

системы разработки объекта, сложенного низко проницаемыми породами.

Главной проблемой в таком применении ГРП для отечественной практики

является отсутствие опыта управления методом в общей системе разработки

объекта, что, в свою очередь сдерживается недостаточными для начального

периода лабораторными и промысловыми исследованиями, контролем

результатов ГРП.

Из литературных источников можно отметить следующие требования и

особенности метода:

- практически в любой технически исправной скважине, дренирующей

неистощенный пласт, может быть проведен ГРП с определенным

технологическим эффектом;

- в пластах с относительно высокой проницаемостью ГРП увеличивает

текущий дебет, мало влияя на конечную нефтеотдачу;

позволило увеличить объем закачиваемого песка. Это особенно характерно для

1959 г., когда каждое применение ГРП стало эффективным. Среднесуточный

прирост нефти на одну скважину составлял в среднем 27т.

Большинство выбранных для ГРП эксплуатационных скважин относилось

к зонам повышенных пластовых давлений, почти равных средневзвешенным по

площади.

В 1960 г. –1961 г. для ГРП были выбраны эксплуатационные скважины со

значительно сниженными (на 17-26 атм.) пластовыми давлениями. Кроме того,

несколько снизились темпы закачки, давление нагнетания и количество

закачиваемого песка (с 7 до 4,5 т), что снизило эффект ГРП до 40-50% и

уменьшило среднесуточный прирост нефти на одну скважину с 27 до 9,6 т.

В 1960 г. в пяти эксплуатационных скважинах был произведен

поинтервальный ГРП. В четырех из них получен положительный эффект. Это

указывает на то, что увеличение эффективности ГРП в эксплуатационных

скважинах может быть достигнуто путем передачи процессу разрыва

направленности. Продолжительность эффекта ГРП в эксплуатационных

скважинах различна (7-28 месяцев) и зависит от геологической характеристики

пласта, а также особенностей его залегания в продуктивном горизонте.

Исследования показали, что продолжительность эффекта не зависит от

количества песка, закаченного в пласт.

За последние годы проведено значительное количество ГРП на

месторождения Западной Сибири. Наибольшее количество проведенных ГРП

приходится на месторождения Юганского района, а также Повховское и

Самотлорское месторождения.

Среди общих выводов о применении метода на месторождениях Западной

Сибири можно отметить следующее:

- наибольшая успешность метода отмечается в сильно прерывистых

коллекторах большой мощности в чисто нефтяных зонах;

- наличие ВНЗ существенно снижает эффект применения метода;

или поинтервальный. Кроме этого операции по гидравлическому разрыву

пластов обычно различают по объёму закачиваемой жидкости, который имеет

широчайший диапазон от метров кубических (минигидроразрыв) до трёх тысяч

восемьсот метров кубических с закачкой более одной тысячи тонн

закрепляющего материала (закрепителя)–массированный гидроразрыв для

образования в низко проницаемых коллекторах протяжённых трещин до одного

километра и более.

Кроме того, существуют гидроразрывы следующих видов:

гидроразрыв с магнием;

гидроразрыв в сочетании с пескоструйной перфорацией;

многоэтапный разрыв кислотой без ввода песка в трещину;

гидроразрыв с образивной перфорацией;

гидроразрыв с вакуумированными сосудами;

гидроразрыв давлением пороховых газов;

массированный гидроразрыв пласта;

гидроразрыв пеной.

Для проведения ГРП применяют три технологические схемы:

однократный гидроразрыв пласта, когда воздействию

закачиваемой жидкости гидроразрыва подвергаются все пласты

или пропластки эксплуатируемой скважины;

многократный гидроразрыв пласта, когда последовательно

гидроразрыву подвергаются два или более пластов или

пропластков вскрытого скважиной;

поинтервальный (направленный) гидроразрыв пласта, когда

гидроразрыву преднамеренно подвергается один, заранее

определённый пласт или пропласток из вскрытых скважиной.

Вертикальный разрыв применяется, если обычный горизонтальный

гидроразрыв при нормальной проницаемости по пласту и малой проницаемости

по трещине не дал большого эффекта. В данном случае увеличивают среднюю

часть продуктивного пласта, где это заранее предопределено на основании

данных каротажной диаграммы.

Во время разрушения вакуумированного сосуда жидкость мгновенно

(тысячные доли секунды) стремится занять вакуумированную полость.

Одновременно пластовая жидкость, также находящаяся под давлением,

стремится занять эту полость, что способствует очистке поровых каналов от

загрязнения.

По мере удаления ударной волны от своего источника её амплитуда

уменьшается. Поскольку расстояние от источника до перфорационных

отверстий фильтра не превышает 5 – 6 см, сила удара все же будет достаточной,

для образования трещины.

Сила ударной волны зависит от величины приложенного к сосуду

давления и от вавакуумированного объёма. Причём не столько от длины

сосуда, сколько от диаметра его, что в свою очередь ограничивается диаметром

скважины.

Многократный разрыв пласта кислотой без ввода песка в образовавшиеся

трещины рекомендуется в горизонтах, сложенных плотными, гранулярными

породами, которые представляют собой чередование песчаников и тонких

прослоек глины, имеющих низкие проницаемости. Кроме того, его с успехом

можно применить в продуктивных горизонтах, сложенных туфогенными,

карбонатными и трещиноватыми породами, а так же когда в порах пород

призабойной зоны эксплуатируемых скважин со временем выпадают

углекислые соли кальция, магния и других металлов, которые снижают

проницаемость породы, препятствуют движению жидкости из пласта к забою

скважин.

Сущность и технология многоэтапного разрыва пластов кислотой

заключается в одновременном использовании для воздействия на призабойную

зону скважин обработку продуктивной породы пласта кислотой и

гидравлического разрыва нефтяного пласта, которые проводятся при высоком

темпе нагнетания жидкости и большом давлении. Во время многоэтапного

5.3 Проектирование гидроразрыва пласта

Гидроразрыв пласта относительно сложный, энергоёмкий и

дорогостоящий технологический процесс. Поэтому для обеспечения его

экономической эффективности необходимо тщательное и всестороннее

изучение объекта обработки и составления проекта.

При проектировании гидроразрыва решается три комплекса задач:

дебиты нефти, которые могут быть получены при создании

трещин различной длины и проводимости для данного пласта;

технологические параметры гидроразрыва, обеспечивающие

образование трещин требуемой длины и проводимости;

чистый доход от проведения гидроразрыва.

Первому комплексу задач – работе пласта с трещиной гидроразрыва – в

последнее время уделяется большое внимание. Влияние длины и проводимости

трещины на проводимость пласта после его гидроразрыва, при заданных

пластовых условиях, определяется как графическими, так и аналитическими

методами. Так как влияние длины трещины - эффективность гидроразрыва –

зависит от проницаемости пласта, в высокопроницаемых пластах требуется

создание трещин высокой производительности. При этом нет необходимости в

протяжённых трещинах. В низко проницаемых пластах, напротив, необходимо

создание протяжённых трещин и допускается более низкая их проводимость.

Второй комплекс задач – проектирование технологии гидроразрыва –

наиболее обширен и полностью не решён. Оборудование требует постоянного

усовершенствования. Образование трещин с наперёд заданными параметрами,

недостаточно поддающихся определению и контролю, особенно по вопросу

направленности распространения трещины. Поэтому возможности определения

ограниченны, по существу, выбором соответствующих материалов (жидкостей,

закрепителей трещин), а также объёмов темпов и режимов их закачки.

фильтрационными характеристиками пласта и трещины, и основанного на

критерии максимизации прибыли от обработки скважины;

Перечень технологических операций, проводимых перед ГРП:

Подготовка кустовой площадки для размещения оборудования;

Монтаж геофизического оборудования;

Извлечение подземного насосного оборудования из скважины;

Шаблонирование, скреперование, промывка скважины, отбивка забоя;

Перфорация;

Установка пакера;

Обвязка устья скважины и расстановка оборудования для ГРП.

5.4. Подготовительные работы к проведению КРС ПЕРЕД ГРП

5.4.1 Подготовка площадки

Перед транспортировкой насосной установки для глушения скважины

необходимо проверить состояние подъездных путей к кустовой площадке.

Площадку необходимо проверить и очистить бульдозером от снега или мусора.

Должен быть составлен Акт приемки куста.

5.4.2. Глушение скважины

До глушения скважины необходимо провести совещание по технике

безопасности с присутствием всех специалистов для обсуждения хода работ.

Необходимо отметить все отклонения от обычной технологии работ и особые

меры предосторожности, которые необходимо учесть при работе. Все должны

знать цель выполняемой работы, и каким образом необходимо действовать для

ее достижения.

Производственный отдел получает от Центра Управления Работами (ЦУР)

не позднее 7 дней до начала работ все необходимые данные по скважине, такие

как:

o абсолютная глубина и текущий забой скважины, глубина спуска насоса,

профиль скважины;

4. Известить растворный узел о необходимом объеме раствора.

5. Обеспечить наличие необходимого объема раствора на кусту (включая

дополнительный запас 5 м3).

6. Отпарить устье и фонтанную арматуру, если необходимо.

7. Перевести скважину на работу через байпас, минуя газосепаратор. Это

работа должна проводиться представителем НГДУ.

8. Проверить состояние задвижек фонтанной арматуры.

Последовательность глушения скважины

Глушение скважины осуществляется двумя циклами:

- 1-й цикл: объем скважины от верха интервала перфорации до глубины спуска

насоса + дополнительных 2м3.

- 2-й цикл: Объем НКТ и объем затрубья от глубины посадки насоса до

поверхности.

Если насос устанавливается на глубине, при которой объем затрубного

пространства ниже насоса превышает объем 1-го цикла, глушение

осуществляется в 3 цикла.Проверить и зарегистрировать затрубное давление и

давление в НКТ.

1. Колонна НКТ имеет обратный клапан над УЭЦН. Для прокачки жидкости по

НКТ сбросить металлический стержень для открытия сбивного клапана

(перед сбросом металлического стержня в НКТ, необходимо опресовать

НКТ).

2. Подбить насосный агрегат, на расстоянии не ближе 10 м от устья скважины.

На линии установить контрольный клапан для предотвращения газирования

из скважины.

3. Убедиться, что задвижка НКТ фонтанной арматуры и задвижки выкидной

линии открыты и в хорошем состоянии (требуется представитель НГДУ),

подбить линию от насосного агрегата к задвижке НКТ и начать первый цикл

прокачки раствора через НКТ при стабильной подаче. В случае если сбивной

клапан не открылся (быстрое увеличение давления при подаче жидкости для

глушения), подбиться для обратной циркуляции.

7. Проверить соединение между устьем скважины и обсадной колонной (при

необходимости докрепить). Проверить внутренний диаметр устья скважины

(должен быть больше диаметра пакера 125 мм).

8. Поднять компоновку до первой муфты из скважины, установить клиновый

захват (спайдер) и разгрузить колонну на спайдер.

9. Разъединить соединение между колонной НКТ и фонтанной арматурой

(планшайбой) и демонтировать фонтанную арматуру. Подвесной патрубок

под фонтанной арматурой остается соединенным. Отсоединить патрубок

позже и проверить резьбы. Патрубок и планшайбу вывезти на

дефектоскопию.

10. Поднять НКТ из скважины на 3 метра, посадить на плашки и открыть

элеватор.

11. Опустить превентор над НКТ, вес держать при помощи лебедки.

12. Захватить трубу элеватором, поднять, снять плашки и спайдер.

13. Смонтировать превентор, катушку патрубка с воронкой и спайдер.

14. Спустить в скважину 2 - 3 трубы, пока весь электрокабель не войдет в

скважину.

15. Навернуть тестировочную пробку и спустить ее на 10 м ниже превентора на

новых трубах.

16. Испытать противовыбросовый превентор – Опрессовать превентор при

давлении 20 атм. в течение 5 мин., давление зарегистрировать.

17. Опрессовать превентор при давлении 60 и 120 атм. в течение 10 мин.,

давление зарегистрировать.

Испытание считается удовлетворительным, если через 10 мин. давление

упадет не более чем на 10 атм. и будет оставаться стабильным.

5.4.4. Подготовка скважины к ГРП

Поднять забойное оборудование

Если скважина после бурения или остановлена, она может быть оснащена

эксплуатационной или технологической НКТ.

- Перо-воронка до искусственного забоя-73мм НКТ (кол-во НКТ рассчи-

тывается таким образом, чтобы скрепер был на 20 м выше интервала

перфорации, скрепер не должен проходить через интервал перфорации;

- Скрепер, 73 мм НКТ 9 м;

- Шаблон (наружн. диаметр, равный диам. пакера, длина 2 м, минимум 2

кольца)Подвеска НКТ-73мм.

2. Во время спуска производить замер труб и шаблонирование НКТ.

3. Во время спуска до искусственного забоя, начать очистку эксплуатационной

колонны скрепером 10 м выше глубины спуска пакера движениями колонны

вверх - вниз (3-4 раза) и интервала предварительной тестировочной посадки

(примерно 300м, необходимо подтверждение интервала предварительной

посадки в зависимости от конструкции обсадной колонны).

4. Спустить до глубины искусственного забоя и сделать промывку через НКТ

(внутренний диаметр скрепера 43 мм, может забиться при обратной

циркуляции).

5. Остановить циркуляцию; в случае выхода чистого раствора закачать

1 м3 вязкой пачки и сделать полный цикл циркуляции с максимально

возможной подачей для обеспечения турбулентного потока. Вязкая пачка

должна быть заранее перемешана в течение минимум 2 часов, и должна

постоянно находиться в циркуляции. Жидкость из скважины через доливную

емкость и вибросита возвращается в рабочую емкость. Загрязненный раствор

должен помещаться в отдельную емкость. Уровень вязкой пачки в затрубном

пространстве для промывки скважины должен быть не менее 60 м или 0,6 – 0,7

м3 . Окончательная вязкость раствора должна быть 35-40 сек, предел текучести

– не менее 8 фунт/фут2. Для приготовления пачки требуемых параметров, при

использовании IDVISS потребуется примерно 15-20 кг.В случае плохой

циркуляции или ее отсутствия (поглощение) остановить промывку скважины

во избежании повреждения пласта.

6. Поднять скрепер. Во время подъема обязательно доливать скважину.На

каждую трубу необходимо устанавливать защитные колпачки.

1 Подсоединить инструмент.

2 Спустить инструмент в скважину.

3 Проверить работу инструмента после спуска на 30 м.

4 Сделать привязку к продуктивной зоне при выключенном минитроне.

5 Привязаться к ГК.

6 Записать интервал от 5 м ниже до 5 м выше продуктивной зоны.

7 Поднять инструмент.

Исследование температуры и PLT

Исследование температуры и PLT проводятся для диагностических

замеров для ГРП. Целью является выявление участка, куда пойдет трещина

ГРП. Необходимость таких работ будет указываться в Планах Работ для каждой

скважины.PLT будет проводиться в начале мини-фрака для определения

профиля приемистости и профиля температуры вместе с исследованием

температуры после проведения мини-фрака и основного ГРП.

Привязка ГИС

ГК/МЛМ проводится перед спуском перфораторов.

Если геофизический инструмент уже спускался до перфорации, в этом случае

отдельная привязка может не потребоваться, если МЛМ спускался вместе с

другим видом каротажа (например, АКЦ).

1. Произвести спуск для ГК/МЛМ.

2. Сделать привязку к каротажу открытого ствола.

3. Определить и записать глубину искусственного забоя.

4. Поднимать инструмент с проведением каротажа продуктивной зоны.

5. Поднять инструмент из скважины.

Повторная перфорация

Все скважины должны быть перфорированы до проведения ГРП.

Интервалы для перфорации будут утверждаться НГДУ и ЦУР до начала

перфорационных работ.

1. Спустить перфораторы.

2. Сделать привязку по МЛМ в интервале перфорации.

7. Медленно спускать НКТ для определения уровня песка. При

необходимости более точного определения уровня песка (менее 2 м),

отбить уровень геофизическим методом.Если забой недостаточен, то еще

досыпается определенное количество песка. Если забой пересыпан, то

необходимо спустить воронку до проппанта с обратной промывкой дойти

до нужной глубины.

8. Поднять колонну НКТ 88,9 мм.

5.4.7. Cпуск и посадка пакера.

Применение данного пакера обеспечит изоляцию между пластом

(интервалом перфорации) и затрубным пространством.

После завоза на куст пакер следует уложить на деревянные прокладки в

чистое место. Перед спуском обязательно проверить состояние резиновых

элементов, сухарей, резьбовых соединений. Храниться пакер должен с

навернутыми на резьбовые соединения предохранительными колпачками.

Данные по конструкции пакера (наружный, внутрен. диам., номер, …) должны

браться у оператора по пакерам. Необходимо убедиться, что регламент и схемы

имеются на рабочей площадке ...

Спуск пакера.

Сборка и работы с пакером должны осуществляться оператором по

пакерам. Пакер спускается в скважину на НКТ наружным диаметром 88,9 мм.

Крепление спускаемых труб производится с соответствующим усилием в

зависимости от типа НКТ (наружн. диаметра, резьбы, марки, толщины стенки).

Перед наворотом очередной трубы резьбы на ниппеле и муфте НКТ следует

очистить и нанести специальную смазку.

Рекомендуемая скорость спуска пакера – не более 300 м/час.

После спуска 300 м НКТ (глубина будет указана в Плане работ, в

зависимости от внутреннего диаметра обсадной колонны), необходимо

произвести пробную посадку пакера и произвести опрессовку на 120 атм. в

течение 5 минут.

Испытание пакера

Во время испытания необходимо регистрировать данные закаченного

объема и давления. Опрессовку затрубного пространства необходимо

производить поэтапно с увеличением на 30 атм. Известно: 3 литра / 1 м3 / 70

атм. с водой. После спуска арматуры ГРП и затяжки болтов фланца,

необходимо опрессовать затрубное пространство при давлении 120 атм. (см.

данные НГДУ по обсадной колонне). Контролировать давление в НКТ диам.

88,9 мм по манометру. Стравить давление. Закрыть задвижку затрубного

пространства и задвижку на НКТ-88,9мм.

Возможные проблемы при посадке пакера.

Если не удалось посадить пакер, необходимо рассмотреть следующие

причины:

- неправильный подбор наружн. диаметра посадочного бокса пакера;

- слабые или изношенные плашки пакера;

- заклинивание позиционера песком;

- недостаточно закреплены трубы;

-плохо проработан скрепером участок посадки пакера в колонне;

Методы устранения.

1. Спустить пакер соответствующего диаметра. При необходимости

заменить, проверить состояние сухарей.

2. Проверить качество пружин пакера (при нажатии на центратор с усилием

20 кг центратор не должен сдвигаться).

3. Эксплуатационная колонна должна быть хорошо проработана скрепером

и промыта перед подъемом.

5.4.8. Сдача скважины бригаде ГРП

Демонтировать подъемник для ремонта скважин и очистить площадку

скважины с целью обеспечения безопасности работ по монтажу оборудования

ГРП.

достижения более равномерной упаковки частиц проппанта в трещине. На

месторождениях ОАО «Сибнефть-ННГ» ТПДН «ХН» в качестве

расклинивающего агента применяется керамический проппант российского

производства средней твердости (плотность 3.2 г/см3), стоимостью 650 долл./т.

После окончания закачки жидкости разрыва производят закачку

продавочной жидкости в объеме спущенной в скважину колонны НКТ.

Средний объем жидкости гидроразрыва для одной скважины составляет 40-80

м3. Жидкость для ГРП готовят таким образом, чтобы действие брейкера для

разрушения цепочек полимера начиналось примерно через 1-4 часа после

окончания закачки.

Если после ГРП не происходит фонтанирование скважины, то применяют

меры по вызову притока жидкости из пласта. Это может быть замена жидкости

на более легкую, свабирование, спуск “насоса-жервы”.

5.5.1. Материалы применяемые для гидравлического разрыва пласта

К материалам, применяемым при ГРП, относятся:

жидкости разрыва;

жидкости – песконосители;

жидкости продавочные;

песок разных фракций.

В настоящее время в теории и практике ГРП уделяется большое внимание

технологическим жидкостям, свойства которых в значительной степени

определяют динамику роста трещины, перемещения и закрепления в ней

закрепителя. От правильного выбора жидкости из их широкой номенклатуры во

многом зависит конечная эффективность закрепления длины трещины, её

проводимость, а также стоимость обработки. Современный уровень физической

химии, химии полимеров и производства химических реагентов позволил

специалистам разработать набор жидкостей и добавок практически для всех

возможных геолого-промысловых условий. Многообразие жидкостей

загущенная углекислота;

загущенная соляная кислота;

устойчивые пены на водной основе.

Для закрепления созданных трещин применяют кварцевый песок,

распространённый в природе и обладающий относительно низкой

себестоимостью.

Разработаны технические требования и методы испытания кварцевого песка

для гидроразрыва пласта, где установлены основные показатели качества песка:

гранулометрический состав;

округлость и сферичность зёрен;

растворимость в глинокислоте;

содержание солей глин;

прочность при одноосной статике.

Также определены уровни этих показателей. Рекомендованы технологически

оптимальные фракции песка, основные из которых:

1,6 –0,8 мм;

0,8 – 0,4 мм;

0,4 – 0,2 мм.

Рациональное соотношение наибольшего размера зерен к наименьшему

около двух. Анализ промыслового опыта показывает, что использование песка

фракции 0,8 – 0,4 мм составляет более 90 процентов по объёму.

Приведены нормы показателей качества фракции песка:

массовое содержание основной фракции (0,8 – 0,4) должно быть не

менее 90 процентов, при этом содержание зёрен 1,2 мм не более 0,1

процента, так же и для зёрен мельче 0,3 мм;

округлость и сферичность не менее 0,6 по Крумбейну и Стоксу;

растворимость в глинокислоте не более 21 процента;

Для гидроразрыва пласта в ОАО ННГ используется оборудование

компании «STEWART & STEVENSON SERVICES» по технологическим

параметрам, конструктивному и материальному исполнению соответствует

требованиям в части безопасности при его применении на объектах нефтяной и

газовой промышленности на территории Российской Федерации.

Комплекс оборудования для гидроразрыва пластов включает в себя:

насосные установки – модули:

a FC – 2251;

b FT – 2251;

c FS – 2251;

d FC – 2001;

e FS –2001.

смесительные установки – модули:

a MC – 60;

b MT – 60;

c MS – 60;

d MC – 100;

e MT – 100;

f MS – 100.

установки для гидротации – модули:

a НС –301;

b НТ – 301.

манифольд на рабочее давление 1050 атмосфер и комплект инстру-

ментов и арматуры – модули:

a IC – 320;

b IT – 320;

c IS – 320.

установки для расклинивания агента – модули:

Смеситель оснащен двумя насосами для загрузки пропанта, всасывающим и

нагнетательным центробежными насосами и коллектором систем жидких и

сухих добавок.

Управление смесителем как ручное, так и автоматическое.

Передвижная установка для расклинивания агента (пропанта), размещается

на шасси автомобиля «Роковер».

На шасси смонтированы:

ёмкость на 20 тонн расклинивающего агента;

ёмкость, оборудованная загрузочными и разгрузочными лопатками;

гидроцилиндр для управления наклона ёмкости до 60 градусов с

целью плавной подачи пропанта.

Для управления лопатками и гидропоршнем установка оборудована

гидросистемой. Насос в гидросистеме имеет привод от коробки отбора

мощности двигателя. [5]

Передвижная установка для химических добавок, в комплексе со

стандартным оборудованием для гидроразрыва пласта, обеспечивает

непрерывную подачу недифиренцированных добавок, непрерывное

смешивание и загущение основных рабочих жидкостей в процессе проведения

операции по гидроразрыву, не требующей предварительной подготовки

рабочих жидкостей. Транспортная база – шасси автомобиля «Рокковер».

На установке расположено шесть баков для полимерных материалов:

два бака ёмкостью 1900 л каждый для полимеров с гидравлической

мешалкой;

бак ёмкостью 1900 л для ПАВ;

три бака ёмкостью по 760 л каждый, для модифицированных

химических агентов.

Для ввода химических добавок установлены дозаторы с регулируемой

производительностью от 0,1 л/мин до 60 л/мин. Так же один центробежный и

пять поршневых насосов. Для интенсификации подачи сухих химикатов

дозаторы оснащены эжекторами, осуществляющие увлажнение химикатов до

мощностью от 240 л.с. до 700 л.с. и одним или двумя насосами. Насосы

трёхцилиндровые, плунжерные рассчитаны на давление от 680 кг/см2 до 1050

кг/см2.

5.6. Промывка скважины после ГРП.

Сразу же после проведения ГРП все задвижки устья скважины закрываются

и скважина сдается бригаде КРС.Копия отчета по ГРП предоставляется

супервайзеру.

Затем бригада КРС проводит следующие работы:

1. Собрать линию высокого давления;

2. Снять показания буферного давления, при необходимости стравить в

отработочную емкость;

3. Смонтировать подъемник с оттяжками;

4. Убедиться, что давление в НКТ не превышает 45 атм.

5. Снять головку ГРП, открыть байпас пакера и уравновесить давление.

6. Сорвать пакер, установить головку ГРП, закрепить болтами.

Если после проведения ГРП в колонне НКТ-88,.9 остается некоторое

количество проппанта, необходимо промыть подвеску НКТ-88,9мм..

5.6.1. Срыв пакера.

Для того чтобы сорвать пакер, необходимо контролировать вес колонны

НКТ. Не превышать максимально допустимую нагрузку на НКТ 88,9 мм и

грузоподъемность подъемника на 80%.

Показателем того, что пакер сорван, является следующее:

1. Резкое падение уровня жидкости в затрубном пространстве,

увеличение скорости выхода жидкости из НКТ.

5.6.2 Возможные проблемы при срыве пакера.

План работы в случае осложнений: при невозможности срыва пакера, для

очистки подвески ГРП рекомендуется применение установки гибких НКТ.

Альтернативное решение – использование НКТ 33 и 48 мм, в

соответствии с нижеследующим регламентом. (Тем не менее, из-за

ограничений по техническим характеристикам данных НКТ, работа не

рекомендуется).

В случае невозможности безопасного срыва пакера, глушения и подъема из-

за большого объема проппанта, необходимо провести следующие операции:

1. Закрыть задвижки на крестовине фонтанной арматуры.

2. Установить на задвижку высокого давления переводник с манометром,

записать давление в трубках, при необходимости стравить в емкость.

3. Смонтировать подъемник и бригадное оборудование. Вибросито на выходе

раствора должно быть оснащено сеткой 60 х 60 (минимум 40х40).

4. Собрать устьевое оборудование в следующей комплектации:

- на задвижку высокого давления устанавливается “стол-тройник“ c

отводом для промывочной линии;

- на “стол“ монтируется превентор “RATIGAN” и промывочная катушка;

- на превентор устанавливается спайдер.

5. Подготовить и спустить следующую компоновку НКТ, состоящая из труб

диаметром 33мм и 48мм:

- перо – воронка (диаметр 33мм);

- НКТ наружн. диаметром 33мм – 2шт.

- стоп–кольцо (имеет наружный диаметр исключающий прохождение в

пакере, внутренний диаметр 33 мм. Служит для определения момента

дохода компоновки НКТ до пакера и препятствию прохождения труб в

зону ниже пакера).

- НКТ – наружн. диам. 33мм - 1шт.

- Далее НКТ 48мм до устья.

6. Определить верх песчаной пробки в подвеске ГРП;

7. Промыть скважину (два цикла после выхода последнего песка), если

необходимо, закачать вязкую пачку. Убедиться, что скважина

заглушена.

8. Поднять подвеску НКТ.

5.6.6. Порядок монтажа УЭЦН

Барабан с кабелем или автовымотка должны устанавливаться примерно в 20 м

от устья скважины в поле зрения оператора подъемника.

1. Проверить, все ли заказанное оборудование получено. Выгрузить двигатель

УЭЦН и уложить на скат или мостки. Ни при каких обстоятельствах

двигатель УЭЦН нельзя выгружать на снег или песок.

2. Установить подъемный переводник или хомут соответствующего размера на

двигатель и поднять на площадку подъемника. Подсоединить элеваторы и

подвесить двигатель на вышке.

3. Снять нижнюю пробку двигателя и залить специальное моторное масло.

Наполнение снизу вытеснит пузырьки из верхней части двигателя, снижая,

таким образом, потенциальный риск сгорания двигателя из-за присутствия

воздуха в двигателе. Установить нижнюю пробку на место и проверить

пробки входного и спускного отверстий на герметичность.

4. Опускать двигатель в скважину пока подъемный хомут не опустится на

плашки.

5. Поднять протектор на площадку подъемника при помощи соответствующего

подъемного хомута. Снять с протектора нижний колпачок для

транспортировки. Заменить уплотнение и смазать. Проверить на вращение

при помощи ключа.

6. Снять с двигателя защитный колпак для транспортировки и проверить на

вращение. Смазать двигатель специальным моторным маслом. Опустить

протектор на двигатель и соединить болтами.

20. Демонтировать превентор.

21. Установить фонтанную арматуру и выкидную линию.

22. Протащить кабель в отверстие кабельного ввода и загерметизировать устье

скважины

23. Опрессовать колонную головку и фонтанную арматуру вместе с колонной

труб при 60 атм. в течение 10 мин. в присутствии представителя НГДУ.

24. Подсоединить выкидную линию к газосепаратору на кусту (в присутствии

представителя НГДУ).

5.6.7. Процесс запуска

1. Рассчитать падение напряжения в силовом кабеле суммированием потери

линии и потребностями в напряжении двигателя (согласно инструкции

изготовителя). Рабочее напряжение обычно имеет допуски и такая проверка

позволит обеспечить, чтобы оно было приближено к требуемому, насколько

это позволяет трансформатор.

2. Соединить питающий силовой кабель от трансформатора к станции

управления.

3. Проверить и записать напряжение всех трех фаз двигателя. Эта нагрузка

проверяется для того, чтобы убедиться, что фазовое равновесие в пределах

2% от верхнего до нижнего значений.

4. Тщательно проверить электрозащиту внутри станции управления:

перегруз установлен на 110-120% от силы тока двигателя;

недогруз – на 85% от силы тока двигателя;

реле времени недогрузки установлено минимум на 30 мин.;

проверить реле тока на правильное соотношение;

убедиться, в надежности всех соединений.

5. Протянуть кабель от устья скважины до клеммной коробки не касаясь земли.

6. При отключенной от питания станции управления подключить кабель.

электродвигателя от устья скважины до клеммной коробки и от станции

управления до клеммной коробки.

5.7. Анализ результатов проведения гидроразрыва пласта на скважинах

Средне-Итурского месторождения

Средне – Итурское месторождение многопластовое, сложнопостроенное с

трудноизвлекаемыми запасами нефти. Для вовлечения пассивных запасов в

активную разработку на месторождении начал применяться гидравлический

разрыв пласта (ГРП). Этот метод является наиболее эффективным из всех

способов обработки низкопроницаемых пластов. При применении ГРП

выравнивается темп отбора нефти из слабодренируемых и

высокопродуктивных зон пласта.

Гидроразрыв пласта проводится на месторождении по пласту БС120 с 1998

года.В отличие от всех продуктивных пластов, имеющих субгоризонтальное

шельфовое строение, пласт БС12 имеет клиноформную, косослоистую

структуру. В структурном плане состоит из мелких куполов и прогибов.

Всего с начала разработки проведено 39 ГРП, в т.ч. по 24 скважинам

пласта БС12 получен эффект в той или иной степени.

В 1998 году проведен ГРП по скв. 382, 272, 372 по всем скважинам

получен эффект.

Перед проведением ГРП по скважине 382 были проведены промысловые

геофизические исследования (ПГИ), дебит жидкости составил 9,1 т/сут, дебит

по нефти 8,7 т/сут, обводненность – 4,7 %. После проведения ГРП дебит нефти

составил 52 т/сут, дебит жидкости – 56 т/сут, обводненность – 7 %. Скважина

стабильно работает.

В течение 2002 г на Средне-Итурском месторождении был проведен ГРП в

трех скважинах по пласту БС12 (см. табл 5.1).

Успешность проведения глубокопроникающих ГРП на скважинах–100 %,

продолжительность эффекта 222 сут. Удельный технологический эффект от

проведения ГРП – 6325т на скважино-операцию. Результаты гидроразрыва

сведены в табл. 5.1.

5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

5.1 Основные направления обеспечения безопасности и экологичности

добыче нефти и газа в районе деятельности ТПДН “Холмогорнефть”

При добыче нефти и газа на людей, окружающую среду и инженерно-

технический комплекс ТПДН “Холмогорнефть” негативное действие

оказывают физические, химические и психофизиологические факторы.

К основным электроопасным объектам относятся скважины,

оборудованные УЭЦН и ШСНУ к которым подведены линии

электропередач, кабели большой длины, в которых может возникнуть обрыв

провода. На территории кустов, скважин, имеются трансформаторы, станции

управления. Всё это создаёт опасность поражения электрическим током. При

эксплуатации скважин УЭЦН увеличивается зона поражения электротоком,

т.к. резко возрастает длина токопроводящего кабеля от пульта управления до

электродвигателя, причём часть его проходит по поверхности.

К пожара - и взрывоопасным объектам на предприятии относятся: цех

подготовки и перекачки нефти, товарные парки нефти, заправочные станции,

мини нефтеперерабатывающий завод. Помещения, в которых взрывоопасные

смеси не образуются при нормальных условиях работы, но могут

образоваться при авариях и неисправностях – это помещения нефтяных

насосных, газовых компрессорных станций, газораспределительных будок.

Оборудование, используемое при нефтедобыче и при ремонте

нефтепромыслового оборудования, относится к классу опасного. Взрыв или

возгорание газообразных или смешанных горючих химических веществ

наступает при определенном содержании этих веществ в воздухе, что

приводит к разрушению и повреждению зданий и сооружений,

технологических установок, емкостей и трубопроводов.

Опасным оборудованием являются: движущиеся машины и механизмы,

незащищенные подвижные элементы производственного оборудования,

статические нагрузки, так как почти весь рабочий день проводят сидя в

кабинетах. Нервно-эмоциональные нагрузки (переутомление, возникающее

после работы у всех работников ТПДН, перенапряжение зрения, у тех кто

весь рабочий день проводит за компьютером и слуха, у рабочих, работающих

на шумных объектах, указанных ранее.

При высоких уровнях воздействия негативных факторов на человека

наблюдаются острые или хронические заболевания, травмирование людей и

их гибель. Экологические системы могут получить обратимые или

необратимые повреждения, что часто приводит к гибели животных,

растений, рыб и других живых организмов, а также к серьезному нарушению

устойчивости функционированию экосистем. Здания, сооружения,

оборудование и технические системы под действием физических и

химических факторов могут получать различные виды повреждений (от

незначительной деформации до полного разрушения или потери

работоспособности). Последствия действия негативных факторов оценивают

в следующих формах: несчастный случай, чрезвычайное происшествие (ЧП)

и чрезвычайная ситуация (ЧС).

Обеспечение безопасности на предприятии осуществляется по трем

направлениям:

1) разработка и внедрение эффективных мероприятий,

обеспечивающих безопасность труда и технологических процессов;

2) обеспечение надежной защиты работников и инженерно-

технического комплекса ТПДН в чрезвычайных ситуациях;

3) проведение комплекса мероприятий по обеспечению экологической

безопасности в районе деятельности ТПДН “Холмогорнефть”.

С целью разработки и внедрения эффективных мероприятий,

обеспечивающих безопасность технических систем и технологических

эффектов в ТПДН “Холмогорнефть” создан отдел Техники Безопасности,

который создает регламент любого технологического процесса, без которого

не проводятся никакие работы. В регламентах описаны все мероприятия,

6) обеспечение безопасности эксплуатации машин, механизмов и

производственных помещений;

7) обеспечение комфортных условий труда работников;

8) защита от вредного воздействия шума и вибрации.

Для предотвращения возникновения пожаров разработаны регламенты

и инструкции, соблюдение которых контролируется на всех уровнях ТПДН

“Холмогорнефть” от главного инженера до мастера. Следует поддерживать в

надлежащем состоянии дороги, проезды и подъезды к производственным

объектам, водоемам, пожарным гидрантам и средствам пожаротушения. В

ТПДН выполняются все требования по обеспечению пожара – и

взрывобезопасности. За последние годы она повысилась в значительной

степени благодаря внедрению систем герметизации сбора и хранения нефти

и газа.

Для защиты пожаро - и взрывоопасных помещений от попадания в них

молнии броня кабелей и металлические трубопроводы в местах ввода их в

здания заземлены.

Для отвода в землю атмосферного электричества в результате прямого

удара молнии и предупреждения прямого удара молнии установлены

молниеотводы. Ежегодно перед началом грозового сезона проверяются

устройства молниезащиты и устраняются обнаруженные неисправности.

Электробезопасность может быть обеспечена только строгим

выполнением требований действующих электротехнических нормативов.

Жестко контролируются условия работы с электроустановками: не

допускается выполнение работ без устного или письменного (наряда)

разрешения; запрещается работать в одиночку; до проведения работ надо

выполнить все необходимые организационные и технические мероприятия

по обеспечению техники безопасности. Для повышения безопасности весь

персонал, использующий или обслуживающий электроустановки, подлежит

регулярному медицинскому осмотру, проходит обучение, переквалификацию

и проверку знаний по технике безопасности и др.

излучений, удаление источника электромагнитных излучений от рабочего

места или наоборот.

К герметичным системам (ГС) работающим под давлением относятся:

трубопроводы, арматура, КИП и предохранительные устройства,

сепараторы. Нагнетательные линии, работающие под высоким давлением,

собирают из стальных высокопрочных бесшовных труб. После нескольких

циклов работы проводят ультразвуковую дефектоскопию с целью

обнаружения нарушений и микротрещин, неоднородностей и так далее.

При работе с ГС выполняются следующие требования: нагнетательные

трубопроводы, их детали и арматура после сборки на заводе, а также после

ремонта с применением сварки подлежат опрессовке пробным давлением, в

остальных случаях давление опрессовки равняется рабочему, умноженному

на коэффициент запаса прочности. Персонал, на который возложены

обязанности по обслуживанию ГС тщательное проводит наблюдение за

порученным ему оборудованием путем его осмотра, проверки действия

арматуры, КИП, предохранительных и блокировочных устройств и

поддержания ГС в исправном состоянии. Для управления работой и

обеспечения безопасных условий эксплуатации ГС в зависимости от

назначения оснащены запорной и запорно-регулирующей арматурой,

приборами для измерения давления, предохранительными устройствами.

Каждая ГС и самостоятельные полости с разными давлениями снабжены

манометрами. Манометры имеют класс точности 2,5 при рабочем давлении

до 2,5 МПа (25 кгс/см2) и 1,5 – при рабочем давлении свыше 2,5 МПа.

Предохранительные клапаны в процессе эксплуатации периодически

поверяются на исправность их действия путем принудительного открывания

его во время работы. Не допускается во время действия ГС проведение

ремонтных работ.

Перед проведением мероприятий по увеличению нефтеотдачи весь

посторонний персонал удаляется со скважины. Необходимость появления

безопасности выполнены следующие предписания: застройка площадей

залегания нефти и газа объектами, не связанными с разработкой

месторождения, допускается с разрешения предприятия – владельца горного

отвода и при положительном заключении органов Госгортехнадзора.

Отопление и вентиляция производственных и бытовых зданий и помещений

соответствует строительным нормам и правилам. Производственные

объекты, рабочие места в зависимости от условий работы и принятой

технологии производства имеют соответствующие средства защиты. В

помещениях, на объектах и рабочих местах, где возможно выделение в

воздух паров, газов и пыли (АГЗУ, ДНС, УПСВ, ЦППН), а также в случаях

изменений технологических процессов, осуществляется контроль воздушной

среды. Рабочие места, объекты, проезды и проходы к ним в темное время

суток освещены.

Комфортные условия работы в ТПДН создаются обеспечением

оптимальных параметров освещения и состава воздуха производственных и

бытовых помещений.

Для обеспечения комфортного освещения разработаны и выполнены

следующие мероприятия: рабочие места объекты подходы к ним, проходы в

темное время суток освещены, искусственное освещение выполняется в

соответствии с требованиями ПУЭ и строительных норм и правил, уровень

освещенности рабочих мест соответствует отраслевым нормам

проектирования искусственного освещения объектов. В производственных

помещениях и в зонах работы на открытых площадках предусмотрено

аварийное и эвакуационное освещение. Освещенность помещения

обеспечивает оптимальное зрительное восприятие объекта различения.

Освещение обеспечивает равномерное распределение яркости на рабочей

поверхности и окружающего пространства. Освещенность поверхности

постоянна, без пульсаций. Осветительные установки долговечны и

безопасны. Замеры уровня освещенности проводится не реже одного раза в

год, а также после реконструкции помещений и систем освещения.

квалификации было затрачено – 32 000 тыс. рублей. Завершена в 2003 году

аттестация рабочих мест в подразделениях ТПДН. Разработаны мероприятия

по улучшению и оздоровлению условий труда в ТПДН «Холмогорнефть».

Запланированные мероприятия по улучшению условий труда за

отчетный период выполнены на 103,0% (запланировано 84 мероприятий,

реализовано –88). На внедрение мероприятий по улучшению условий труда

непосредственно на объектах ТПДН «Холмогорнефть» в 2003 году

затрачено 830.5 тыс. руб.

В 2003 году аварии, пожары и несчастные случаи отсутствовали в

сравнении с предыдущим годом, когда в ТПДН произошли две аварии,

3 случая травматизма. Снижение числа аварий и травматизма

свидетельствует об эффективности проводимых организационно-

технических мероприятий по обеспечению производственной безопасности.

Подводя итоги по вышеизложенному материалу, можно сделать вывод,

о том что в ТПДН “ Холмогорнефть ” соблюдаются и используются все

перечисленные мероприятия по охране труда, что является гарантом

надежной и безопасной работы оборудования и персонала.

Предлагаемые в дипломном проекте инженерно-технические решения

практически не снижают достигнутый уровень безопасности, так как

обеспеченивается пожаро-и взрывобезопасность, защита от вредных веществ,

защита от воздействия шума и вибрации, а также жестко контролируются

условия работы с электроустановками.

5.3 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях

Обеспечением безопасности в ЧС в ТПДН занимается отдел ГОЧС,

который выявил наиболее опасные виды чрезвычайных ситуаций. К ним

относятся природные (наводнение, сильный снег, сильный ветер, низкие

температуры, бури, ураганы), техногенные (сильные взрывы пожаро-

воздушных смесей, крупно масштабные пожары, разливы ядовитых

совместных учения в зимний и летний периоды времени. По утвержденному

плану проводились совместные учения с ПЧ-8 о отработке действий

формирований по ликвидации последствий взрывов, пожаров и

технологических аварий. Проведен капитальный ремонт ограждений цехов

ППН. С целью предупреждения ЧС, совершенствования защиты объектов

ТПДН “ Холмогорнефть” проводятся ежегодные профилактические

обследования, мероприятия капитального характера включаются в годовые

планы, ведется проектирование систем видеонаблюдения за территориями

ЦППН; организовано патрулирование объектов подразделениями ОВО по

охране объектов ОАО “ННГ” ВНК УВО при УВД ТО на Холмогорском,

Спорышевском, Средне-Итурском месторождениях, периодически в осенне-

летний период осуществляется заезд на территорию данной группы

месторождений сотрудников СБ для проведения совместных мероприятий с

милицией. С вводом в действие автозимников на Средне-Итурском

месторождении дополнительно будут установлены 2 КПП ОВО по охране

объектов ОАО “ННГ” ВНК УВО при УВД ТО и СБ ОАО “ННГ” ВНК. В

связи с отсутствием радиационно-опасных объектов работа по профилактике

и обеспечению радиационной безопасности на объектах ТПДН “ХН”

отсутствует.

Оповещение о возникновении ЧС осуществляется в соответствии со

“Схемой оповещения при угрозе и возникновении чрезвычайных ситуаций на

объектах ТПДН “ Холмогорнефть ” ОАО “ННГ” ВНК”, согласованной с

начальником ЦПБ и АСР. Оповещение осуществляется посредством

телефонной связи и радиосвязи. При отсутствии телефонной связи

предусмотрено оповещение через посыльных с использованием дежурного

автотранспорта. В отчетном году изменений в систему оповещения внесено

не было.

Регулярно проводится подготовка (переподготовка) и повышение

квалификации руководящего, командно-начальствующего состава, персонала

нештатных формирований и специалистов в области защиты населения и

(% к потреб.)

Добровольная

пожарная

дружина

20 минут От 4 до 6

чел. 100 % 100 %

Аварийно-

восстановительн

ые бригады (в

составе ЦКРТ)

В зависимости

от

удаленности

объекта

30 чел. 50 % 50 %

Санитарный

пост

В зависимости

от

удаленности

объекта

8 чел. 100 % 100 %

Государственная

противопожарная

служба ВПЧ-12

От 12 минут

до 1 часа в

зависимости

от удален-

ности объекта

80 чел.

вахтовый

метод

100 % 100 %

Изменений организационно-штатной структуры в отчетном году не

произошло. Основным проблемным вопросом готовности формирований

является удаленность и разбросанность объектов ТПДН,

неудовлетворительное состояние межпромысловых дорог, увеличивающее

время прибытия к месту возникновения ЧС. С целью сокращения времени

готовности и отработки практических действий при ликвидации ЧС

применяются различные виды учений – объектовые тренировки по ПЛВА

цехов, командно-штабные учения с участием всех формирований, и другие.

С 2000 по 2003 годы в районе расположения объектов и на самих

объектах ТПДН «Холмогорнефть» чрезвычайных ситуаций,

характеризующихся в соответствии с классификацией, определенной

постановлением Правительства Российской Федерации от 13 февраля 1996 г.

устанавливаются рядом с кухней - столовой и вывозится спецтранспортом по

мере накопления.

Так при длительной закачке пластовой воды в продуктивные

пласты для поддержания пластового давления происходит минерализация

пластовой воды и концентрация хлоридов и увеличение концентрации

сульфатов. В закачиваемых пресных водах развита микрофлора.

Закачивание в пласт пресных, промысловых и сточных вод и их

смешивание изменяют химический состав пластовых вод. Основные

источники загрязнения наземных и подземных пресных вод в районах

добычи и транспорта нефтесброс промысловых и промышленных

сточных вод в поверхностные водоемы и водостоки; разливы

промысловых сточных вод при порывах водоводов; попадание

поверхностных стоков нефтепромыслов в наземные воды; переток

высокоминерализованных вод глубинных горизонтов в пресноводные

горизонты из-за негермитичности колонн скважин; попадание сточных

вод в пресноводные горизонты при нарушении герметичности

нагнетательных и поглощающих скважин.

При проведении мероприятий по интенсификации притока нефти

загрязнение грунтов не допускается путем проведения ряда мероприятий,

исключающих попадание рабочей жидкости и нефти в почву, а именно:

доставка ГСМ на куст осуществляется спецтранспортом или в герметичных

емкостях с последующей их закачкой в пласт. Сбор и вывоз отработанных

ГСМ производится в металлических емкостях. Емкости с ГСМ

устанавливаются на площадке с гидроизоляцией и обвалованы сплошным

земляным валом. Ширина обвалования по верху 0,5 м, высота 1 м.

Расстояние от стенок емкости до нижней кромки внутренних откосов

обвалования принято 3 м. Емкости с ГСМ снабжаются поддонами во

избежание излива на рельеф. Учет использования ГСМ регламентируется

предприятием-подрядчиком, проводящим мероприятия. Ремонт и

техническое обслуживание механизмов производится на центральной базе.

утилизация, сбор отработанных растворов, предельно-допустимая

концентрация в водоемах (например - допустимое содержание сернистых

соединений 0,1 мг/л, соляной кислоты), 0,6 мг./л, ПАВ - 0,5 мг/л,

формальдегидов - 0,05 мг/л, фенольных соединений - 0,001 мг/л ). В связи

с тем, что месторождение расположено в районе очень большого

количества озер и рек, основное мероприятие по охране водоемов - это

водоохранные территории. В пределах водоохранных зон по берегам рек

и озер, выделяются прибрежные полосы, представляющие собой

территорию строгого ограничения хозяйственной деятельности.

Ущерб, причиняемый природной среде при эксплуатации объектов,

определяется в виде нормативных платежей. В целях компенсации ущерба,

наносимого природным комплексам, по согласованию с районной

охотинспекцией, инспекцией рыбоохраны, лесохозяйственными

организациями и местными органами государственной власти и управления,

будут определены виды работ, направленные на восстановление

разрушенных земель путем рекультивации.

Самыми распространенными случаями причинения ущерба окружающей

среде являются: разлив горюче-смазочных материалов, пластового флюида

(нефти).

За счет регулярно проводимых комплексов мероприятий по

предотвращению выбросов вредных веществ в атмосферу, по

предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, а также за

счет осуществления строгого контроля за герметизацией оборудования и

при необходимости смене старого на новое оборудование. При проведении

МУН загрязнение грунтов не допускается путем проведения ряда

мероприятий, исключающих попадание рабочей жидкости и нефти в почву.

Все выше указанные мероприятия направлены на то, чтобы не усугубить

состояние окружающей природной среда, а по возможности даже улучшить

На всех производственно-хозяйственных объектах ТПДН “Холмогорнефть“

достигнут высокий уровень экологической безопасности.

6. ОБОСНОВАНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ

Мероприятия научно-технического прогресса имеют непосредственное

влияние на технико-экономические показатели. В результате применения того

или иного метода, мы имеем увеличение добычи, или экономию материалов, или

экономию электроэнергии. Следствием чего является увеличение прибыли. Но

также в некоторых случаях мы имеем и убытки, это происходит в случаях, когда

стоимость мероприятий НТП превышает прибыль от проведения этих

мероприятий.

С точки зрения экономической эффективности и учетом наиболее полного

извлечения запасов, достижения утвержденного КИН и наращивания добычи

нефти в ТПДН «Холмогорнефть» оптимальным геолого-техническим

мероприятием является гидравлический разрыв пласта.

Данное месторождение имеет сложное строение, характеризуется высокой

расчлененностью разреза и низкими значениями проницаемости.

Для вовлечения пассивных запасов в активную разработку на месторождении

начал применяться гидравлический разрыв пласта (ГРП). Этот метод является

наиболее эффективным из всех способов обработки низкопроницаемых пластов.

При применении ГРП выравнивается темп отбора нефти из

слабодренируемых и высокопродуктивных зон пласта.

Быстрая окупаемость капитальных вложений позволила добиться высоких

экономических показателей при продолжительности эффекта 2-3,5 года.

Для увеличения прироста дополнительно добытой нефти спрогнозируем и

рассчитаем эффективность от проведения нашего мероприятия на 3 года. В каче-

стве исходных данных примем, что дополнительная добыча после ГРП составила:

в первом году 14200 т, во втором 11400 т и в третьем - 8900 т . При расчете эф-

фекта учтем следующие данные:

Стоимость мероприятия (ГРП)-1010000 руб.

Цена одной тонны нефти-2065 руб.

..налПробл - прирост прибыли, облагаемый налогом, млн.руб,

Nп - ставка налога на прибыль, %.

Прирост прибыли от реализации нефти можно определить по формуле 6.5.

..налПробл В - И , (6.5.)

..налПробл 29,32 – 9,30 = 20,02 млн. руб.

100..

NпрналПроблНпр = 20,02 *0,24 = 4,8 млн.руб.

Прирост потока денежной наличности рассчитывается по формуле 6.6.

НпрИQВПДН )( , (6.6.)

Прирост накопленного потока денежной наличности определяется по

формуле 6.7.

T

RRПДННПДHt

1

, (6.7.)

где, НПДНt - прирост накопленного потока денежной наличности за

все годы расчетного периода, млн. руб,

ПДНк - прирост потока денежной наличности в к-ом году, млн. руб,

Т - текущий год,

R - годы, предшествующие текущему году включительно.

Коэффициент дисконтирования можно рассчитать по формуле 6.8.

ТТрЕнп )1/(1 , (6.8)

где, - коэффициент дисконтирования,

Енп - нормативный коэффициент приведения (10%).

Тр – год, к которому приводят результаты расчета.

Приросты дисконтированных потоков денежной наличности ( ДПДН ) и

чистой текущей стоимости ( ЧТС ) определяются по формулам 3.9. и 3.10.

соответственно.

ПДНДПДН , (6.10.)

Прирост ДПДН Млн.руб. 13,83 23,69 29,42

Прирост ЧТС Млн.руб. 13,83 37,52 66,94

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

1 2 3

Год

Млн. руб.

Прирост ДПДН Прирост ЧТС

Рисунок 6.1 ДПДН и ЧТС проекта

Анализируя профили НПДН и ЧТС, можно сделать вывод, что мероприятие

по ГРП окупаются уже в первом году его реализации, чистая текущая стоимость

мероприятия за три года составляет 66,94 млн. руб., поэтому данное мероприятие

может быть принято для осуществления на данном этапе.

Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют

определенную степень риска, связанную с природными факторами и рыночными

(риск изменения цен), то необходимо провести анализ чувствительности данного

спрогнозированного проекта.

Для анализа примем следующие параметры:

Годовая дополнительная добыча (– 30 %, +10%);

Цена на нефть (– 20 %, +20%);

Текущие затраты ( - 10 %, +20%);

налогообложения. Из диаграммы “Паук” видно, что при заданной вариации

факторов ЧТС остается в положительной области, что свидетельствует об

отсутствии риска по данному проекту и он рекомендуется к внедрению.