тематической экспедицией Главтюменьгеологии и утверждены ГКЗ СССР в 1985 году

Работа добавлена на сайт samzan.net:

 
 
 
 
 
 
 
 

1.ОБЩАЯ ЧАСТЬ

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
   
 
 
 
 

Характеристика района работ

 
Приразломное месторождение  расположенное западнее Салымского месторождения (рис.1.1), открыто в 1982 году в результате испытания скважины 154, давшей промышленный приток нефти дебитом 4,8 м3/сут на штуцере 2 мм, из горизонта   БС4-5.
Балансовые и извлекаемые  запасы нефти и растворенного  газа Приразломного месторождения  подсчитаны Тюменской тематической экспедицией Главтюменьгеологии и  утверждены ГКЗ СССР в 1985 году. В  разработку месторождении введено в 1986 году.
Приразломное месторождение  расположено в центральной части  Западно-Сибирской равнины в зоне промышленной добычи нефти, где эксплуатируются  такие крупные месторождения, как  Усть-Балыкское, Правдинское, Мамонтовское и другие.
В административном отношении  оно принадлежит Ханты-Мансийскому  району, Ханты - Мансийского автономного  округа Тюменской области.
Месторождение удалено  на 90 км к востоку от города Ханты -Мансийска и на 70 км к западу, от города Нефтеюганска.
К югу от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой – Челябинск – Новополоцк и нефтепроводы Усть - Балык – Омск.
Район месторождения  представляет собой слаборасчленённую, заболоченную равнину.
Гидрографическая сеть представлена реками Обь, Большой Салым, Малый Салым. Река Обь протекает с востока на запад севернее месторождения и является основной водной артерией.
В районе много озёр. Месторождение  расположено  в зоне многолетнемёрзлых  пород, имеющих преимущественно  прерывистое строение. На сопредельных территориях толщина их составляет 15 - 40 метров.
Климат района резко  континентальный с продолжительной  зимой и коротким летом. Снежный  покров держится 180 - 190 дней и достигает  толщины 1,5 метра.
Населённые пункты расположены, преимущественно, по берегам рек. Завоз основного объёма оборудования и материалов на площадь работ осуществляется автомобильным, железнодорожным и воздушным транспортом. В близи месторождения проходит автотрасса Ханты-Мансийск – Тюмень, а также железная дорога. Ближайшие станции Пыть-Ях, Островная, Куть-Ях расположенные к югу и юго-востоку от месторождения. В городе Нефтеюганске имеется аэропорт.
Основным источником питьевого и хозяйственного водоснабжения  служат подземные воды атлымского горизонта (подмерзлотные воды), являющиеся в санитарном отношении идеально чистыми.
Приразломное нефтяное месторождение находится на первой стадии разработки. Разработку месторождения  осуществляет НГДУ «Правдинскнефть» (п.г.т. Пойковский), входящее в состав Открытого  Акционерного Общества «Юганскнефтегаз» (г. Нефтеюганск).         
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

История освоения района

 
 
Приразломное месторождение  открыто в 1982 году. Это, по существу первое крупное месторождение в  ОАО «Юганскнефтегаз», имеющее залежи литологического типа.
Месторождение многопластовое, нефтеносность приурочена к семи пластам – А111, А211, БС1, БС4-5, БС5, ачимовской толще и пласту Ю0. Однако лишь горизонт БС4-5 представляет интерес рентабельной разработки. В нём сосредоточенно 95,0% извлекаемых запасов нефти категории С1.
Разбуривание месторождения началось в 1987 году по проектному документу «Технологическая схема разработки Приразломного месторождения», СибНИИНП 1984г., утверждённая протоколом № 1087 ЦКР МНП от 24.07.87г. (1), с корректировкой технологических показателей разработки по проектному документу «Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения», СибНИИНП 1987г. (3).
С 1989 года месторождение разрабатывалось  по проектному документу «Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения в расширенных границах», СибНИИНП 1989г., утверждённые ЦКР Главтюменьнефтегаза – протокол № 107 от 7.04.89 года (4).
В мае 1990 года был составлен проектный  документ «Комплексная технологическая  схема разработки Приразломного месторождения», СибНИИНП 1990г. (5), которая явилась первым крупным проектным документом составленным на всё месторождение.
Данная работа была утверждена ЦКР МНГП от 16.01.91года, протокол № 1397. Основные проектные решения рекомендуемого к внедрению варианта:
 

основной объект разработки БС4-5;
максимальный проектный уровень добычи нефти 3500 тыс. т;
общий проектный фонд составил - 3107 скважин;
основной способ эксплуатации механизированный

(ШГН-70%, ЭЦН-20%, ЭДН-10%);
 
В конце 1990 года в связи с изменением границ зоны приоритетного природоиспользования была составлена «Дополнительная записка к комплексной технологической схеме разработки Приразломного месторождения», 1990г. СибНИИНП, так как возникла необходимость пересмотра показателей разработки с поправкой на изменение границ, но вскоре снова вернулись к проектному документу (5), после пересмотра границ природоиспользования.
В 1996 году был составлен  новый проектный документ «Уточнение технологических показателей разработки по площади обустройства Приразломного месторождения», 1996г. Тюмень, ТОО «Тэрм», который учитывал проведение массовых ГРП на Приразломном месторождении, но так как он не был утверждён, то на сегодняшнее время разработка осуществляется в соответствии с проектным документом (5). 
 
Темпы разбуривания
 
Месторождение разбуривается  с 1987 года. На 4-й год (1990г.) объём бурения  составил 422 тыс. м (из бурения было принято 125 скважин), максимальный был, достигнут  в 1991 году – 471 тыс. м (принято 155 скважин). В 1994 – 95 годах бурение резко сократилось. Например, в 1994 году объём бурения составил 118 тыс. м., что в 4 раза меньше максимального, в 1995 году – 158 тыс. м, что в 3 раза меньше максимального (54 скважины). За 1996 год пробурено менее 70 тыс. м (39 скважин) при годовом плане 84 тыс.м.
Темпы бурения низкие, годовой объём  бурения составляет на 1996 год 3% от оставшегося.
На 1997 год объём бурения составлял 63 тыс. м (35 скважин), а в 1998 году – 51 тыс. м (28 скважин).
 
Дебиты  скважин 
 
Входной дебит разведочной скважины был достаточно высоким – 21 т/сут, по эксплуатационным скважинам входные дебиты были существенно ниже. В период 1991 – 1994 г.  они составляли 6 - 10 т/сут. в 1995 году средний дебит нефти по новым скважинам составил за первые 1 месяцев 9,6 т/сут. Средний дебит нефти за 11 месяцев 1996 года составил 16,6 т /сут, дебит жидкости – 18,1 т/сут. В 1997 году средний дебит составил 19,7 т/сут, дебит по жидкости – 21,3 т/сут.
В 1998 году по прежнему продолжается рост дебита нефти, который составил на конец  года по нефти – 20,3 т /сут, по жидкости – 22,7 т/сут.
В динамике среднего дебита нефти  отмечалась тенденция снижения с 20,9 т/сут в 1986 году до 10,8 т/сут в 1992 году. С 1993 года средний дебит нефти  растёт. Это связано с увеличением  объёмов гидроразрыва пласта, который обеспечивает хорошие результаты.
 
Обводнённость продукции
 
Добываемая продукция начала обводняться  с 1988 года. К 1990 году процент обводнения составил уже – 3,49%. За 1992 год обводнённость  повысилась незначительно и составила  – 5,24%. 1993 год – процент воды продолжает медленно расти и к 1994 году он вырос ещё на 1,54% и составил соответственно 6,78%.
В период с 1994 по 1996 года процент воды не изменился, даже не существенно снизился, а к 1997 году обводнённость продукции  составила 7,39%. К концу 1999 года процент воды содержащийся в добываемой продукции составляет – 16,1%.
В основном фонд малообводнён, безводных  скважин около 6%.
 
Закачка воды
 
По состоянию на 1.12.1998г. нагнетательный фонд составлял 158 скважин. Соотношение  добывающего и нагнетательного фонда – 3,9:1,0.
Объём закачки за 1997г. – 4444 тыс. м3, за 1998г. – 5477 тыс. м3.
В центральной части основные нагнетательные ряды трёхрядной системы в основном сформированы, в южной же части  система заводнения полностью пока не сформирована.
 
 
 
 
Основные  показатели разработки по месторождению
(по состоянию на 1.12.1998 год)
 
 
Добыча нефти…………………………………………….3294,5 тыс. т
Добыча нефти накопленная…………………………..19148,9 тыс. т
Дебит нефти…………………………………………………..20,3 т/сут
Дебит жидкости……………………………………………..22,7 т/сут
Добыча жидкости……………………………………….3671,4 тыс. т
Добыча жидкости накопленная……………………..20609,1 тыс. т
Обводнённость………………………………………………………10,3%
Закачка воды………………………………………………5477,0 тыс.м3
Закачка воды накопленная…………………………….31488,0 тыс.м3
Действующий фонд добывающих скважин………………………533
Действующий фонд нагнетательных скважин…………………158
 
Вывод:
 
Расположение района работ в холодной климатической  зоне налагает трудности в осуществлении  производственных процессов на Приразломном месторождении.
Разработка месторождения осуществляется согласно проектным документам, где одним из способов добычи нефти предусмотрен механизированный, с помощью погружных установок ЭЦН. Особенности  климата позволяют эксплуатировать электроцентробежные насосы на месторождении.
Дебиты скважин достаточно высоки, продукция имеет незначительный процент воды, поэтому внедрение УЭЦН на Приразломном нефтяном месторождении целесообразно.
Таким образом, Приразломное месторождение находится в начальной  стадии своего освоения. Потенциал  месторождения требует уточнённой оценки с учётом применения современных технологий разработки.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2.1 Геологическая  характеристика месторождения
 
В геологическом строении Приразломного месторождения принимают участие породы доюрского фундамента и мезозойско-кайнозойские терригенные отложения платформенного чехла.
Доюрские образования  толщиной 107 метров вскрыты в скважине 184. Верхняя часть толщиной 40 метров представлена туфоаргиллитами. Нижняя - кварцевыми порфиритами и порфиритами среднедевонского возраста.
 В состав платформенного  чехла входят терригенные отложения  юрской, меловой, палеогеновой и  четвертичной систем (см. рисунок  2.1), общей толщиной 3320 метров.
Нижнемеловые отложения готерив-баремского возраста продуктивны. Представлены неравномерным по толщине переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и глин.
В тектоническом отношении  Приразломное месторождение приурочено к Салымской моноклинали, имеющей  субмеридиональное простирание. На востоке через неглубокий прогиб она сочленяется с юго-западным погружением Сургутского свода.
Салымская моноклиналь  осложняется структурами второго  порядка: на севере Салымское куполовидное поднятие и Пойкинский вал, на юге  – Верхне-Салымское куполовидное поднятие. Разделяются они между собой Милясовской котловиной.
Приразломное нефтяное месторождение  приурочено к группе малоамплитудных  локальных структур 4-го порядка  и меньше, осложняющих Салымское  куполовидное поднятие.
В районе скважины 160 отмечается Чусинская приподнятая зона, замыкающаяся сейсмоизогипсой – 2875 метров, имеющая субширотное простирание.
Для всех структур свойственен унаследованный характер развития с постепенным  выполаживанием структур вверх по разрезу.
По данным Главтюменьгеологии в  меловое время отмечалось инверсионное развитие структур. Наличие инверсий, по-видимому, связано с активным прогибанием Салымской моноклинали в это время и резким вздыманием центральной части Сургутского свода.
Такое активное, резконаправленное  тектоническое развитие структур, несомненно, повлияло на распределение углеводородов в залежах пластов неокома.
На Приразломном месторождении  к песчаным фациям нижнемеловых отложений  приурочены залежи нефти пластов  А111, А211, БС1, БС15, ачимовской толщи и горизонта БС4-5.
Горизонт БС4-5 является основным продуктивным горизонтом Приразломного месторождения. Содержит 95-97% извлекаемых запасов нефти категории С1, утверждённых ГКЗ СССР.
Горизонт БС4-5 имеет довольно сложное строение и представляет совокупность песчаных пластов Б14, Б24, Б15, Б25, образующих единую гидродинамическую систему.
Литологический состав пород, слагающих  продуктивные отложения горизонта, представлен переслаиванием аргиллита, алевролита и песчаника.
Песчаники серые, светло-серые, буровато-серые в зависимости от степени нефтенасыщенности, мелко и среднезернистые, среднесцементированные, слюдистые.
Структура псаммитовая, чаще алевропсаммитовая. Текстура однородная или слоистая.
Алевролиты по вещественному составу  сходны с песчаниками.

Переслаивание песчаника и алевролита не всегда чёткое. Иногда наблюдается постепенное замещение песчаника алевролитом и наоборот.
Аргиллитовые прослои линзовидные, маломощные и приурочены, в основном, к подошве пласта.
Цемент по составу кварцево-хлористый. Часто отдельные поры заполнены кальцитом.
Средняя общая толщина горизонта  составляет 35 метров. Отмечается общее  увеличение толщины горизонта в  его северо-западном погружении, где  в скважине 222 она составляет 50 метров.
В центральной части месторождения, в районе скважин 47, 154, 193, 198, 221, 222, 314 отмечается зона развития монолитного песчаного слоя толщиной 3 и более метров.
Коллекторы горизонта БС4-5 низкопроницаемые. Проницаемость по керну 14 мд, пористость - 0,18, расчленённость - 4,2.
Покрышкой над горизонтом БС4-5 служит глинистая пачка толщиной в среднем 38 метров.
В составе горизонта  БС4-5 выделяется две залежи нефти: Приразломная (основная) и залежь в районе скважины 191 (северная).
Приразломная (основная) залежь ограничена, в основном, линией глинизации. Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах залежи изменяются от 1,0 метра в скважине 219 до 21,8 метра в скважине 222.
Горизонт БС4-5 на Приразломной залежи был испытан в 25-ти скважинах. В 5-ти скважинах дебиты нефти от 4,8 м3/сут до 36,1 м3/сут были получены через 2 и 6мм штуцера.
ВНК не вскрыт. По комплексу  данных испытаний ГИС и керна  ВНК на Приразломной залежи принимается  условно по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 221 на абсолютной отметке – 2549,2 метра.
Размеры залежи 55,4 х 7,25км, высота 187 метров. По типу залежь литологически экранированная.
Залежь в районе скважины 191 (северная) с юга и юго-востока ограничена линией глинизации. С севера и северо-запада оконтурена линией ВНК.
Залежь была вскрыта 2-мя разведочными скважинами 190 и 191, эффективная нефтенасыщенная толщина, в которых составляет 1,6 и 9,8м соответственно.
ВНК залежи не вскрыт, принимается  условно по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 190 на отметке  – 2598м.
Размеры залежи 10,3 х 4км, высота 33 метра, по типу залежь литологически экранированная.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
                                      2.2 Продуктивные пласты
 
 
Приразломное месторождение  открыто в 1982 году и является крупным  по объёму запасов, многопластовым месторождением.
Продуктивность выявлена в шести пластах (А111, А211, Б1, горизонт Б4-5, ачимовская толща – пласты Ач1-2-3, Ач4) из которых основным объектом разработки является горизонт Б4-5, содержащий около 95% всех извлекаемых запасов нефти по категории С1.
 
Горизонт  Б4-5
 
Продуктивный горизонт Б4-5 характеризуется низкими коллекторскими свойствами (проницаемость по керну составляет 15мд, пористость - 0,18, расчленённость – 4,2) расчленённостью и литолого-фациальной изменчивостью отдельных прослоев, линзовидностью, особенно в нижней части разреза горизонта.
Литологически пласт  БС4-5 представлен частым чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, причём в нижней части продуктивного интервала песчаники развиты преимущественно в виде изолированных тел различных размеров и сравнительно небольшой толщины, а в верхней части прослеживается монолитный площадной характер их распространения. Горизонт состоит из двух литологически экранированных залежей – основной и северной.
Основная залежь имеет  в плане заливообразную форму, которая расширяется и раскрывается в северном направлении. Ограничена линией глинизации.
Глубина залегания 2430 – 2720 м. Размеры залежи составляют 55 х 30 км. ВНК не зафиксирован и принят условно на абсолютной отметке – 2528 м.
Северная залежь вскрыта  двумя разведочными скважинами №190 и 191, эффективная нефтенасыщенная толщина, в которых составляет соответственно 1,6 и 9,8 м. ВНК принят условно на абсолютной отметке – 2528 м. Размеры залежи 10,3 х 4 км. В скважине №191 получен приток безводной нефти дебитом 6,7 м3/сут.
Средняя толщина пласта составляет 11,8 м. Максимальная насыщенная толщина достигает 32 м. Основные геолого-физические параметры пласта БС4-5 приведены в таблице 2.2.
 
Таблица 2.2
 
Геолого-физическая характеристика горизонта БС4-5
 
Глубина залегания кровли пласта                                                   2430-2720 м
Тип залежи                                                        литологически экранированная
Тип коллектора                                                                терригенный поровый
Абсолютная отметка ВНК (условно)                                                  2559,2 м
Средняя нефтенасыщенная толщина                                                      11,8 м
Средняя проницаемость                                                                             15 мд
Средняя пористость                                                                                     18%
Средняя нефтенасыщенность                                                                     71%
Начальное пластовое давление                                                             25,4 Мпа
Давление насыщения                                                                              10,8 Мпа 
Пластовая температура                                                                             800С
Вязкость нефти в пластовых  условиях                                            1,34 Мпа с
Газовый фактор                                                                                       68 м3/т
Плотность нефти в поверхностных условиях                                   855 кг/м3
Содержание серы в нефти                                                                         0,9%
Содержание парафина в нефти                                                               3,35%
Содержание смол и  асфальтенов в нефти                                             7,63%
Температура застывания нефти                                                                -60С
 
 
Ачимовская  толща
                    
Пласт Ач1-2-3
 
В 1987г. в процессе доразведки была доказана промышленная нефтеносность  пласта Ач1 и Ач2-3.
   Залежь пласта расположена в юго-западной части месторождения, на склоне структуры, в плане с основной залежью пласта БС4-5 не совпадает.
По типу  залежь литологически экранированная. Эффективная нефтенасыщенная толщина пачки Ач1 варьирует от 0 до 7,2 м, пачки Ач2-3 от 0 до 18,5 м.
Основные геолого-физические параметры  пласта Ач1-2-3 в целом представлена в таблице 2.3.
 
Таблица 2.3
Геолого-физическая характеристика пласта Ач1-2-3
 
Глубина залегания кровли пласта                                                   2590-2640 м
Тип залежи                                                     литологически - экранированная
Тип коллектора                                                                терригенный поровый
Абсолютные отметки ВНК                                                            2780-2790 м
Средняя нефтенасыщенная толщина                                                      9,93 м
Средняя проницаемость                                                                              12 мд
 Средняя пористость                                                                               16-18%
Средняя нефтенасыщенность                                                                      60%
Пластовая температура                                                                              970С
Вязкость нефти в  пластовых условиях                                            0,82 Мпа с
Газовый фактор                                                                                         55 м3/г
Плотность нефти в  поверхностных условиях                                   840 кг/м3
Содержание серы в  нефти                                                                        1,08%
Содержание парафина в нефти                                                                2,36%
Содержание смол и асфальтенов  в нефти                                              7,71%
Температура застывания нефти                                                                -60С
 
 
Пласт Ач4
 
Нефтеносность пласта выявлена в 1984г. в процессе испытания разведочной  скважины №161.
   Залежь имеет размеры 42 х 17 км и в плане охватывает территорию площадок ДНС-1, ДНС-2 и ДНС-3. Участок залежи с запасами категории С1, где расположены 14 добывающих на пласт Ач4 скважины (кроме скважины №37 К), расположен в пределах площадки ДНС-1.
Основные геолого-физические параметры пласта Ач4 представлены в таблице 2.4.
 
Таблица 2.4
Геолого-физическая характеристика пласта Ач4
 
Глубина залегания кровли пласта                                                             2815м 
Тип залежи                                                        литологически экранированная
Тип коллектора                                                                терригенный поровый
Абсолютные отметки  ВНК                                                                     2897 м
Средняя нефтенасыщенная  толщина                                                    16,75 м
Средняя проницаемость                                                                               5 мд
Средняя пористость                                                                                     16%
Средняя нефтенасыщенность                                                                54-56%
Пластовая температура                                                                             970С
Вязкость нефти в пластовых  условиях                                            0,82 Мпа с
Газовый фактор                                                                                       70 м3/т
Плотность нефти в поверхностных  условиях                                   856 кг/м3
Содержание серы в нефти                                                                        1,08%
Содержание парафина в нефти                                                                2,36%
Содержание смол и асфальтенов  в нефти                                              7,71%
Температура застывания нефти                                                                 -60С
 
 
Пласты А111,А122,Б1
 
Залежи пластов А111 и А112 пластовые сводовые, разделённые между собой глинистой перемычкой толщиной 4 - 15 м. Эффективные средние нефтенасыщенные толщины пластов составляют соответственно 5м и 1,07м.  Коллекторские свойства пласта низкие, залежь недоразведана.
Залежь пласта Б1 литологически экранированная. Эффективная средняя нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2,85м. Коллекторские свойства пласта низкие, залежь недоразведана.
Залежи пластов А111,А112 и Б1на современном этапе разработки месторождения интереса не представляют. Это залежи отдалённого будущего.
 
 
 
 
 
2.3 Свойства  пластовых жидкостей и газов
 
 
На месторождении глубинные  пробы нефти были отобраны из пластов  БС4-5 (19 скважина), разгазированные нефти представлены анализами поверхностных проб из пластов АС11, БС1, БС4-5 и Ю0. Отбор и исследование нефти проведён институтом СибНИИНП, ЦЛ Главтюменьгеологии и службами ОАО «Юганскнефтегаз». Наиболее полно исследованы нефти пласта БС4-5.
Глубинные пробы жидкости отбирались с помощью пробоотборника типа ВПП-300. Методическое обеспечение  исследований соответствовало требованиям  отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой  нефти».

Поверхностные пробы  нефти отбирались с устья добывающих скважин. Анализ проб выполнен по типовым стандартным методикам.
Компонентный состав газа определяли при однократном  и дифференциальном (ступенчатом) разгазировании.
Свойства пластовой  нефти горизонта БС4-5 исследованы методом однократного разгазирования.
Нефть находится в  условиях повышенных пластовых давлений (28 Мпа) и температур (1000С). Давление насыщения в 2 раза ниже пластового и изменяется в диапазоне 9-13,8 Мпа. Свойства нефти в пределах пласта изменяются незначительно. Газосодержание выше среднего для данного типа залежей и изменяется в пределах 69 - 97 м3/т.
В таблице 2.5 представлены сведения о компонентном составе  нефти и нефтяных газов. В составе  пластовой нефти содержание метана 22,67%. Характерно преобладание нормальных бутана и пентана над их изомерами. Нефтяной газ высокожирный.
Разгазированная нефть  пластов АС111, БС1, БС4-5, Ю0 сернистая, парафинистая. Выход фракции до 3500С в нефти пластов А111 и 300 больше 45%, в нефти отдельных пластов от 45% до 54,9%.
Нефть пласта БС1 смолистая, тяжёлая, у остальных пластов нефти малосмолистые, средней плотности.
Нефть пласта БС4-5 маловязкая, пластов АС111, Ю0  средней вязкости.
Для составления технической  схемы были приняты значения газового фактора, объёмного коэффициента и плотности нефти, приведённые в таблице 2.6.
Указанные параметры  были получены при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании пластовой  нефти.
Численные значения газового фактора, объёмного коэффициента и  плотности нефти приведены к  стандартным условиям (0,1 Мпа и 200С).
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Компонентный  состав нефтяного газа, разгазированного и пластовой нефти (мольное содержание, %) Приразломного месторождения
 
Таблица 2.5
 

Наименование	ПЛАСТ БС4-5
	при однократном  разгазировании пластовой нефти  в стандартных условиях	при дифференц. разгазировании пластовой нефти  в рабочих условиях	пластовая нефть
	выделившийся  газ	Нефть	выделившийся  газ	нефть
Сероводород
Углекислый газ	1,53		2,25	0,02	0,84
Азот + редкие в т. ч. гелий	0,58 0,006		0,70	0,00	0,26
Метан	52,19	0,06	61,32	0,04	22,67
Этан	12,41	0,27	13,30	0,49	5,22
Пропан	17,91	1,45	14,77	3,75	7,78
Изобутан	2,89	0,59	1,72	1,34	1,48
Норм. Бутан	7,46	2,61	3,88	4,43	4,22
Изопентан	1,47	1,48	0,61	1,88	1,41
Норм. Пентан	1,99	3,00	0,81	3,28	2,36
Гексаны Гептаны Остаток (С8 + высшие)	1.57	90,54	0,64	84,77	53,76
Молекулярная масса	30,75	218	26,36	205	139
Молекулярная масса  Остатка
Плотность газа, кг/м3 газа относит-ная (по воздуху)	1,278   1,061		1,096   0,910
Доли единиц нефти, кг/м3		863		857	773

Значения, принятые при составлении технологической  схемы  разработки и обустройства Приразломного месторождения
 
Таблица 2.6
 

Индекс пласта	Газовый фактор, м3/т	Объёмный коэффициент	Плотность разгазированной  нефти, кг/м3
АС111	31	1,110	885
АС211	31	1,110	885
БС1	36	1,110	870
БС4-5	69	1,192	857
БС15	73	1,194	849
Ачимовская  пачка	102	1,310	846

 
 
Примечание:   аналоги для:
 

пласты АС111, АС211 – по АС11 Салымского месторождения;
пласт БС1 – по БС1 Петелинского месторождения;
Ачимовская пачка – по скважине №282 Приразломного месторождения с интервалом перфорации 2871-2903 м.

 
 
 
 
 
 


Свойства пластовой  нефти Приразломного месторождения
 
Таблица 2.7
 

Наименование	Индекс пласта БС4-5
	Диапазон изменения	Среднее значение
Пластовое давление, Мпа	24,6 – 26,1	25,3
Пластовая температура, 0С	110 - 115	96
Давление насыщения, Мпа	9 – 13,8	10,8
Газосодержание, м3/т	69 - 97	81
Газовый фактор при усл. Сепарации, м3/т	60 - 79	69
Объёмный коэффициент	1,195 – 1,313	1,231
Плотность нефти, кг/м3	745 - 792	773
Объёмный коэффициент  при усл. Сепарации	1,166  – 1,254	1,192
Вязкость нефти, Мпа  с	0,90 – 1,80	1,33
Коэффициент объёмной упругости 1/Мпа 10-4	11,36  – 13,83	12,74
Плотность нефти при  усл. сепарации, кг/м3	852 - 869	857

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
               
 
 
 
 
3.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3.1. Основные  проектные решения разработки  месторождения и их показатели.
Приразломное месторождение  относится к числу наиболее перспективных  месторождений АО Юганскнефтегаз (наряду с Приобским и Мало-Балыкским месторождениями).
На 1.01.1999г здесь пробурено 851 скважина или около 1/5 части от общего перспективного фонда (вертикальные скважины).
За 1999г добыто 3,465 млн.т  нефти (16,1% обводненность), накопленная  добыча нефти 19,557 млн.т, средний дебит нефти 19,2 т/сут.
Месторождение отличается высокой концентрацией запасов  в одном пласте БС4-5 - 80% НИЗ. Тип залежи - литологически экранированная
За 1996-2000гг здесь будет  бурится 18% скважин, а в 2001-2005гг - 34% оставшегося  фонда (исключая Приобское месторождение), в сумме же на Приразломное и Приобское месторождения будет приходиться в указанный период соответственно около 30 и 54% буримых скважин.
Разработка Приразломного  месторождения начата в 1986г. За последние  девять  лет (1991-2000гг) она осуществляется на основе "Комплексной технологической схемы разработки Приразломного месторождения" Янина А.И., составленной СибНИИНП и утвержденной ЦКР МНП СССР (протоколы № 1397 от 16.01.1991г и № 1412 от 22.03.1991г) со следующим и основными положениями:
1. Проектные уровни:   добыча нефти    - 3,5 млн.т/год:
жидкости         - 5,2 млн.т/год:
попутного газа    - 226 млн.м3/год;
закачка воды     - 10, млн.т/год.
- выделение в качестве  основного эксплуатационного объекта  пласта БС4-5 и второстепенных объектов - пластов А111, А112, ЮС0;
- применение по основному  объекту БС4-5 блоковой трехрядной системы с размещением проектных скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием 500м; вопрос оптимизации сетки скважин внутри блоков и формирование поперечных линий разрезания решать в процессе разработки по мере выявления деталей геологического строения и на основе геолого-промыслового анализа особенностей выработки запасов;
- с целью изучения  добывных возможностей предусмотреть  на пласте А111  бурение на северном куполе 20 скважин по площадной девятиточечной схеме, на пласт А112 - одного площадного девятиточечного элемента (9 скважин), с размещением скважин по сетке 500х500;
- осуществление пробной  эксплуатации по объекту ЮС0 на опытном участке (проектный фонд - 13 скважин, рядная система, расстояние между скважинами и рядами - 1000м);
- бурение на месторождении  3484 скважин, в т.ч. 2163 добывающих, 499 нагнетательных, 727 резервных, 81 контрольных  и 14 водозаборных при общем  проектном фонде 3736 скважин: для  перспективного планирования предусмотреть дополнительно 662 скважины на затраты 60-100 руб/т: (1994 г.)
- давление на устье  нагнетательных скважин 18,0 МПа;
- применение нестационарного  заводнения;
- механизированный способ  эксплуатации скважин (ЭЦН, ШГН).
В "Дополнительной записке к комплексной технологической схеме разработки Приразломного месторождения" произведены расчеты основных технологических  показателей разработки с учетом  изменения  границ приоритетной зоны природопользования и корректировки темпов разбуривания месторождения в сторону их уменьшения.
Расчеты технологических  показателей разработки по пласту БС4-5 без учета Приоритетной зоны с измененными границами в дополнительной записке проведены раздельно для центральной зоны с нефтенасыщенной толщиной пласта более 5 м и для приконтурного кольца с нефтенасыщенной толщиной 3-5 м.
В результате расчетов  получены следующие основные проектные  показатели разработки пласта БС4-5 Приразломного месторождения (без учета Приоритетной зоны):
- добыча нефти, тыс.т/год     - 2760
- добыча жидкости, тыс.т/год  - 6239
- закачка воды, тыс.  м3/год    - 8456
Проектный фонд скважин (без учета Приоритетной зоны) при  этом составил 2819 единиц (64% от общего утвержденного  фонда). Распределение проектного фонда  скважин по назначению дано в табл.3.1.1.
                                                                                              Таблица 3.1.1.
Проектный фонд скважин по техсхеме 1990г (протокол № 1397 КРМПП от 16.01.91г)

Категория скважин	В целом по месторождению	Север (без Приоритетной, зоны)	Юг (Приоритетная Зона)
Центр	Кольцо	Всего	Центр	Кольцо	Всего	Центр	Кольцо	Всего
Добывающие	2344	417	2761	1592	158	1750	752	259	1011
в т.ч. уплотн.	549		549	372		372	177		177
с констр.нагн.	499	124	623	343	46	389	156	78	234
Нагнетательные	559	159	718	383	71	454	176	88	264
Резервные	727	86	813	495	34	529	232	52	284
Всего:	3630	662	4292	2470	263	2733	1160	399	1559
Контрольные	90		90	76		76	14		14
Водозаборные	16		16	10		10	6		6
Итого:	3736	662	4398	2556	263	2819	1180	399	1579

 
 
 
 
3.3. Контроль  за разработкой месторождения   Приразломного месторождения
 
 
3.3.1. Контроль  гидродинамическими методами

 Контроль за энергетическим  состоянием пласта БС4-5

Контроль за энергетическим состоянием пласта БС4-5  осуществляется замерами Рзаб (динамического уровня) но 39-46% фонда добывающих скважин с периодичностью в 2 раза меньшей, чем требует "Регламент комплексного контроля" Охват замерами нагнетательных скважин соответствует требованиям Регламента. Добывающие скважины, в которых хотя бы раз и год производится замер давления, располагаются равномерно но площади залежи, за исключением южной части в районе скважин NN 3515-3524, 6541-6547.
Для периодического построения карты изобар замеры пластового давления (статического уровня) проводятся в 45-46% фонда добывающих скважин. В табл3.3.1. представлены объемы исследований за 1997-98гг. Прямые замеры, сделанные глубинными манометрами, информативны на 95-98%, значения давлений, полученные путем пересчета замеренных статических и динамических уровней на 30-40% неинформативны и отличаются от фактических но двум основным причинам:
1. погрешности при  расшифровке диаграмм записи, отсюда  неправильное определение положения  уровня;
2. несовершенство применяемых  методик обработки результатов  замера уровней;
3. технические неполадки  регистрирующих приборов.
      Уточнение  гидродинамических параметров
С начала разработки в 195 скважинах определены   коэффициенты продуктивности, выполнено 305 его определений. Переливающие скважины исследовались  на установившихся режимах, механизированные - путем регистрации кривых восстановления уровня. Интерпретация КВУ до 1997 года проводились  методами  Маскета, Муравьева-Крылова, затем по методике, разработанной в центре "Информнласт" (ВНИИ нефть).
КВУ обычно бывают искажены перетоками в стволе скважины, имеют значительный разброс точек. При обработке указанные факторы влияют на достоверность получаемых значениий продуктивности и гидропроводности. КВУ обрабатывается двумя-тремя методами,  входящими в методику ВННИнефть,
принимается среднее  значение коэффициента продуктивности для данной скважины.
                                                                                             Таблица 3.3.1.
           
Выполнение объемов  основных видов промыслово-гидродродинамнчсских исследований Приразломного месторождения в 1997году

Категория скважин Виды исследований <tdОхват Фонда,%/%выполн

 
 
 
                                                  1997г
 
 1. Добывающие                 720         325/1320            295/637         45/48
Замер Рпл (Нет)                                  320/3840           255/1670     39/43
Замер Рзаб (Ндин)                              60/60                  77/77         24/100
Опред. коэф. Продуктивности          17/17                   19/19          3/100
Опред.коэф.гидропроводности
2. Нагнетательные              177
Замер Рпл (Нет)                                   40/160                 40/120       50/75
 Замер Рзаб (Ндин)                              50/600                 35/194       44/32
3. Пьезометрич., контрольные  23       23/92
Но пласту БС4 среднее  значение коэффициента продуктивности на 1.01.97года составляет 0,23 м3/сут.ат., гидроироводности - 7,86 Д.см/спз. В таблице3.3.2.представлено изменение параметров за период разработки.
                                                                                             Таблица 3.3.2
 Динамика гидродинамических  параметров пласта БС4

Параметры
Коэффициент продуктивности, м3/сут.ат	0,30	0,23
Коэффициент гидропроводности,Д.см/спз	10,41	7,86

 
 
Из таблицы 3.3.2. видно, что наблюдается изменение параметров в сторону их уменьшения, вероятно, в связи с вводом в разработку скважин, на менее проницаемых, а следовательно, менее продуктивных участках залежи.
                  Контроль за изменением призабойной  зоны пласта
На месторождении для  интенсификации притока применяется  гидроразрыв пласта. Гидродинамические  исследования скважин до и после гидроразрыва обязательны с целью выявления эффективности воздействия. Эффективность    мероприятий определяется  по изменению дебита скважины.  Исследования но выявлению изменения параметров, состояния призабойной зоны ЦНИПР не проводит.
В первом квартале 1997 года резко обводнялась группа скважин (вода 45-90%). Скважины расположены вблизи нагнетательных рядов. Наличие в разрезе интервалов с высокой проницаемостью и хорошей гидродинамической связью, зоны нагнетания с зоной отбора, возможно и явились причиной опережающего обводнения.
 Выводы:
1.Контроль  за изменением пластового давления  по добывающим и нагнетательным  скважинам удовлетворительный, обеспечивает  равномерный охват залежи.
2. Не выполняется контроль  за изменением пластового давления в пьезометрических скважинах.
3. Коэффициенты продуктивности  определены в 1/3 фонда добывающих  скважин равномерно но площади  залежи, за исключением юго-восточнои  части.
4. Не накапливается  информация о динамике продуктивной  и гидродинамической характеристик скважин в зависимости от проводимых геолого-технологических мероприятий но увеличению дебита и в зависимости от обводнения скважин.
 
3.3.2. Контроль  за разработкой геофизическими  методами
 
На месторождении на  1.03.97г пробурено более 850 скважин. Количественная интерпретация по определению параметров пласта не проведена из-за отсутствия петрофизического обеспечения. И только в 1997 предпринята попытка    количественной      интерпретации      геофизиками      ПО Юганскнефтегеофизика.
Отсутствие обоснованных алгоритмов но определению параметров пласта создает трудности в анализе выработки запасов.
Комплекс ГИС в бурящихся  скважинах и но контролю за разработкой  в основном выполняется при ежегодном  сокращении объемов работ но контролю за разработкой и увеличивающемуся эксплуатационному фонду скважин
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
                  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
                      4.ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
4.1.ТРЕБОВАНИЯ  К КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН
 
       Крепление  скважин.
Крепление скважин на Приразломном месторождении на пласте БС4-5 осуществляется в соответствии с рабочим проектом № 63 и технологическим регламентом на крепление скважин.
    Конструкция добывающих скважин на Приразломном месторождении одноколонная.
   Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений. Направление оборудуется башмаком Б-324.
    Цементирование направления производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 плотностью 1,83 гс/см3 до устья. Для ускорения схватывания тампонажного раствора к цементу добавляется 4% СаCl2. Перед тампонажным раствором закачивается 1м3 технической воды. В качестве промывочной жидкости используется буровой раствор.
   Кондуктор диаметром 245 спускается на глубину 560 м, применяются трубы НО РМКБ. Кондуктор оборудуется башмаком БК-245 и пружинными центраторами ЦЦ-245/295-320-I в количестве 3 штук, один из которых устанавливается на башмачной трубе, второй – на 10 м выше и один на верхней трубе.
    Цементирование кондуктора производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 до устья. Для ускорения схватывания тампонажного раствора к цементу добавляется 4% СаCl2. Перед тампонажным раствором закачивается 5м3 технической воды, обработанной сульфанолом.
    Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на проектную глубину 2590 м. Для добывающих скважин применяются трубы ГОСТ-632-80 с нормальной резбой. Колонна труб оборудуется башмаком БК-146, обратным клапаном ЦКОД-146/191-216-1,центрирующими фонарями ЦЦ-146/191-216-1 в количестве 11 штук, которые устанавливаются в продуктивной части разреза на расстоянии не более 10 м друг от друга. Уплотнительная смазка для труб направления, кондуктора и эксплуатационной колонны применяется Р-402.
    Тампонажный цемент за эксплуатационной колонной поднимается на 100 м выше башмака кондуктора (до уровня 460 м).
    Продуктивная часть разреза цементируется (в интервале 2370-2590м) портландцементом ПЦТ-ДО-100, плотностью 1,8гс/см3 (добавка глинопорошка 14% к массе цемента ). Перед тампонажным раствором в скважину закачивается 15м3 буферной жидкости (техническая водва обрабатывается 0,6% сульфанола ).
     При толщине глинистой перемычки менее 2 м, расположеной между нефтяным и водоносным пластами, на колонне устанавливаются центраторы через 5м на участке 20м от границы интервала перфорации
Конструкция водонагнетательных скважин на Приразломном месторождении одноколонная.
   Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м  цементируется до устья портландцементом.
   Согласно протокола  № 6 технического совещания Главтюменнефтегаза  от 20 марта 1987 г по вопросу «Повышения эксплуатационной надежности нагнетательных скважин» предусматривается:
 Кондуктор диаметром  245 с резьбой ОТТМБ спускается  на глубину 780 м, с целью перекрытия  Люминворской свиты. Цементирование  кондуктора производится портландцементом  ПЦТ-ДО-50 до устья. Кроме башмака и центрирующих фонарей предусматривается обратный клапан ЦКОД-245-2.
   Эксплуатационная колонна комплектуется из труб диаметром 139,7 мм или 146,1мм с резьбой типа «Батресс» с тефлоновым уплотнением спускается на проектную глубину 2590 м.
     Продуктивная часть разреза в интервале 2370-2590м цементируется портландцементом,  с 2370м до устья-глиноцементом.
    Требования к оснастке кондуктора и эксплуатационной колонны и их цементированию те же, что и для добывающих скважин. Опрессовку кондуктора и эксплуатационной колонны производить водой.
      Закачивание воды в водонагнетательные скважины производить через НКТ с установлнным выше колонным пакером. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
4.2. ОБОРУДОВАНИЕ, СРЕДСТВА  КИП и А, ИНСТРУМЕНТЫ И ПРИСПОСОБЛЕНИЯ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ ГРП
Основное оборудование, используемое для производства ГРП, включает в себя смесительный агрегат (пескосмеситель (блендер) фирмы «Стюарт  и Стивенсон» на шасси «Кенворт»), автомобиль для транспортировки  и подачи проппанта в смесительный агрегат (песковоз фирмы «Стюарт и Стивенсон»), автомобиль для перевозки хим.реагентов, насосные установки (насосный агрегат фирмы «Стюарт и Стивенсон»), агрегат для поддержания давления в затрубном пространстве,  компьютерный центр управления процессом ГРП (станция управления и контроля фирмы «Стюарт и Стивенсон»), а также установленные на кусту емкости с жидкостью ГРП (автоцистерны АЦН-10, называемые буллитами), обвязку устья скважины подъемный агрегат для монтажа и демонтажа наземного и подземного оборудования.
   Арматура устья 2АУ-700 и 2АУ-700СУ используется для обвязки устья скважин с насосными установками при гидроразрыве пластов. Такая арматура позволяет спускать (поднимать) НКТ с муфтами без нарушения герметизации устья скважины Арматура состоит из трубной и устьевой головок и элементов их обвязки.
К оборудованию, при помощи которого проводят спуско-подьемные  операции, относятся подъемные лебедки, монтируемые на самоходной  транспортной базе автомобиля (А-50У)
    В дополнение, в состав оборудования ГРП входит регулируемый предохранительный клапан, устанавливаемый на обсадную колонну и служащий для предотвращения ее порыва при приложении давления ГРП в случае обрыва подвески НКТ.
Для предотвращения обрыва НКТ, разрушения нагнетательных линий и повреждения насосных установок в случае резкого роста давления ГРП при засыпке скважины проппантом используется электронное предохранительное устройство.
На основную нагнетательную линию  устанавливаются также гидравлические датчики давления, которые соединяются с гидромеханическим самописцем давления.
При гидравлическом разрыве  пласта в качестве подземного оборудования используются гладкие высокогерметичные  насосн-компресорные трубы типа НКМ  из стали группы прочности «к», «Е», «Л», «М», и «Р» по ГОСТ  633-80 с условным диаметром 73 и 89мм.
     Для разобщения фильтровой зоны свола скважины от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуаационной колонны применяются пакеры – разобщители.  Пакер подбирают по ожидаемому максимальному перепаду давления в нем при проведении процесса ГРП, диаметру проходного сечения (для применяемых НКТ), диаметру эксплуатационной колонны и температуре.
Кроме того, при производстве ГРП с применением огнеопасных  жидкостей на кустовой площадке находятся  пожарные автомобили в количестве не менее двух. С целью оказания первой медицинской помощи в случае аварии или при несчастном случае на кустовой площадке находится также автомобиль "скорой помощи" с квалифицированным медперсоналом.
1. Смесительный агрегат
Смесительный агрегат  предназначен для приготовления  жидкости ГРП. В зависимости от конструкции  различают смесительные агрегаты, смонтированные на автомобилях, и смесительные агрегаты, смонтированные на автомобильных прицепах.
Смесительный агрегат оборудован двумя основными насосами -всасывающим - для забора жидкости из буллитов ГРП и нагнетательным - для возврата жидкости в буллиты ГРП в процессе ее циркуляции при приготовлении, а также для подачи жидкости на насосные установки в процессе ГРП.
Смесительный агрегат  оборудован также двумя манифольдами : всасывающим и нагнетательным, первый из которых предназначен для  забора жидкости из булитов, второй - для  подачи жидкости на насосные установки..
Приготовление жидкости ГРП производится в смесительной емкости. Кроме приготовления жидкости ГРП, смесительная емкость предназначена также для приготовления смеси жидкости ГРП с проппантом.
Для поддержания надлежащего  уровня жидкости в смесительной емкости  в процессе приготовления жидкости ГРП, во время ее подачи на насосные установки, а также во время приготовления смеси проппанта используется так называемый мерной клапан. Этот клапан также управляется дистанционно из кабины оператора.
Для обеспечения контроля за параметрами процесса в кабине оператора смесительного агрегата установлены следующие контрольно-измерительные приборы:
1. манометр давления  всасывания жидкости из булитов;
2. манометр давления  подачи жидкости на насосные  установки;
3. манометр давления  в основной нагнетательной линии;

4. указатель подачи  жидкости;
5. манометр давления  в гидросистеме;
6. указатель оборотов  шнека смесительной емкости.
Кроме того, для контроля за работой двигателей на панели управления установлены указатели оборотов, давления масла, а также регуляторы дросселей и переключатели скоростей.
Для обеспечения контроля за подачей жидкости на смесительном агрегате установлен расходомер турбинного типа,
2. Автомобиль для транспортировки  и подачи проппаната в смесительный агрегат (песковоз)
Данный автомобиль предназначен для доставки требуемого количества проппанта на кустовую площадку и для его подачи в смесительный агрегат со скоростью, определяемой программой ГРП.
Конструктивно песковоз представляет собой бункер, смонтированный на автомобильном шасси. Емкость бункера может быть различной, однако наиболее широкое распространение получили бункера емкостью 18-22 тонны проппанта. Бункер оборудован подъемным гидроцилиндром, служащим для подъема бункера в рабочее положение. Подача проппанта в смесительный агрегат осуществляется посредством транспортера, приводимого гидромотором. Как уже упоминалось, подача проппанта в смесительный агрегат производится транспортером, приводимым в действие гидромотором. Поскольку соблюдение указанных в программе ГРП концентраций проппанта является крайне важным, причем концентрация проппанта в жидкости ГРП напрямую зависит от скорости подачи жидкости, скорость вращения транспортера и соответственно скорость подачи проппанта должны тщательно регулироваться. Это достигается тем, что скорость вращения гидромотора транспортера управляется импульсным микрогенератором, который в свою очередь управляется предварительно настраиваемым микрокомпьютером или контроллером.
Поскольку для обеспечения  заданной концентрации проппанта скорость вращения транспортера должна соответствовать скорости подачи жидкости на насосные установки, микрокомпьютер подключается к расходомеру, установленному на смесительном агрегате, за счет чего обеспечивается соответствие скорости вращения транспортера скорости подачи жидкости.
Управление  транспортером песковоза производится обычно из компьютерного центра управления, однако в качестве дополнительной меры безопасности к нему подключается дополнительный выносной пульт управления, аналогичный микрокомпьютеру, установленному в компьютерном центре.
 
4. Автомобиль лля перевозки  хим.реагентов
Этот автомобиль предназначен для транспортировки хим.реагентов  и подачи их в    смесительный агрегат в процессе приготовления жидкости ГРП. Конструктивно он представляет собой закрытый кузов, смонтированный на автомобильном шасси.
Поскольку хим.реагенты ГРП могут эффективно использоваться только при определенной температуре (обычно +15 -+18°С), кузов выполнен в термоизолированном исполнении и оборудован мощными автономными обогревателями, за счет чего внутри кузова обеспечивается требуемая температура при температуре окружающего воздуха до -40°С.
Как правило, транспортировка  жидких хим.реагентов производится в бочках, соответственно кузов оборудован специальными приспособлениями для их надежного крепления.
К специальному оборудованию автомобиля относятся насосы для подачи хим.реагентов в смесительный агрегат. В стандартное оборудование кузова входят обычно три таких насоса -для раздельной подачи гелланта, активатора и сурфактанта, однако при необходимости (в зависимости от используемой системы жидкости ГРП)
могут устанавливаться  дополнительные насосы. Примером может  служить специальный насос для подачи активатора системы ОС-10 - поскольку при использовании этой системы активатор подается в процессе закачки жидкости, требуется насос более высокой производимости, чем производительность штатных насосов.

4 Насосные установки  ГРП

Насосная установка  ГРП представляет собой единый агрегат, включающий в себя собственно насос, двигательную установку и коробку передач. Насосные установки могут монтироваться на автомобильных шасси. Характерными особенностями насосных установок ГРП являются:
а) высокая мощность двигателя (до 1000 кВт);
б) высокая производительность насоса при высоких давле-ниях (до 1.5мЗ/мин при давлении 350 - 400 Атм);
в) способность  развивать высокие давления при  низких скоростях закачки (до 1000 Атм).
 
С целью обеспечения  безопасности оператора управление насосной установкой ГРП производится с выносного пульта управления, который обычно устанавливается на безопасном расстоянии от нагнетательных линий и устья скважины. Органы управления и контрольно-измерительные приборы выносного пульта включают в себя:
а) регулятор дросселя;
б) переключатель скоростей;
в) указатель оборотов двигателя;
г) указатель скорости закачки;
д) индикаторные лампы  низкого давления масла и высокой  температуры двигателя;
е) аварийный выключатель  двигателя.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
                                        
  Рис 4.1.    СХЕМА РАССТАНОВКИ ЕМКОСТЕЙ И СПЕЦМАШИН ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ОПЕРАЦИИ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА
1 - емкости ( автоцистерны,булиты) для рабочей жидкости;
2 - пескосмеситель (блендер)  фирмы "Стюарт и Стивенсон";
3 - песковоз фирмы "Стюарт  и Стивенсон";
4 - насосный агрегат  фирмы "Стюарт и Стивенсон";
5 - блок манифольдов  фирмы "Стюарт и Стивенсон";
6 - станция управления  и контроля фирмы "Стюарт  и Стивенсон";
7 - насосный агрегат  ЦА-320М;
8 - пожарная машина;
9 - емкость для продавочной  жидкости;
10 - скважина;
11 - датчик давления;
12 - запорная арматура;
13 - предохранительный  клапан.
 
 
 
 
 
 
Рис.  4.2.       Пакер «Самсо»
 
4.4.Основные требования  к качеству рабочих жидкостей  (жидкости разрыва,  жидкости песконосителя  и продавочной жидкости):                          
- не снижать проницаемости продуктивного пласта;            
- не содержать механических  примесей;                               
- не образовывать в пласте  нерастворимых осадков.            
Кроме того, жидкость песконоситель  должна обладать заданными регулируемыми  реологическими свойствами, обеспечивающими доставку расклинивающего реагента (песка пропланта) на расчетную длину трещины и закрепление его там после окончания                                                                                         операции.                                                         
Обычно в качестве жидкости разрыва и жидкости песконосителя  используют одну и ту же жидкость.                                                        
В качестве рабочих жидкостей  для ГРП могут использоваться загущенные углеводородные жидкости (нефть, керосин, дизельное топливо) инвертные эмульсионные растворы, нефтекислотные эмульсии, а также загущенные жидкости на водной основе.
На основе накопленного опыта предприятия "Интрас" ре комендуются к использованию два типа рабочей жидкости:                  
а) на углеводородной основе: загущенная нефть или. загущенное дизтоплйво.
Для загущения углеводородной жидкости в качестве гелеобразователей  используются импортные химреагенты NGA-37, NGА-44. Для разложения геля используется деструктор "рН Вгеакег".                                         
Вышеприведенная рабочая  жидкость (гель) применяется управлением  «Интрас» ОАО Юганскнефтегаз. Основа для приготовления (нефть, дизтоплйво) завозятся на скважину в готовом виде. Гелеобразователи и деструктор вводятся непосредственно перед проведением ГРП. Недостатком этой рабочей жидкости на углеводородной основе является ее относительно высокая стоимость;
б) на водной основе: пластовая  или сеноманская вода, загущенная гелями.
В качестве химреагентов, обеспечивающих загущение и технологические  свойства жидкости на водной основе используются импортные композиции: WGА-1, NCL-100, NЕ-201, ВХL-10.ОС. Для разложения геля на водной основе применяется деструктор "Ар-Вгеак".
По данным [1] для плотных  пород при вскрытой толщине не более 20 м объем рабочей жидкости рекомендуется определять из расчета 4-6 м3 на 1 м вскрытой части пласта. Исходя из анализа опыта работ по ГРП на месторождениях ОАО "Юганскнефтегаз", количество рабочей жидкости принимается из расчета 6 м3 на 1 м пласта. Из общего количества рабочей жидкости половина используется в качестве жидкости разрыва, вторая половина - в качестве песконосителя.
 
 
4.5.Основные  требования к проппанту
 
 
 Для закрепления  трещин и сохранения их высокой проницаемости после осуществления разрыва пласта и последующего снижения давления на пласт обычно используется кварцевый песок с размером зерен 0,6-1,2 мм.
Песок должен обладать высокой  прочностью, быть хорошо отсортированным  и не содержать пылевых, глинистых, илистых и карбонатных частиц.               
Рекомендуется также  в соответствии со стандартами АРI применение искусственного песка-проппанта, получаемого в результате термической  обработки окислов кремния.                                                                        Потребное количество песка (проппанта) Qп определяется в соответствии с расчетной оптимальной длиной трещины. Для расчетов в регламенте количество песка (проппанта) может быть определено из соотношения:
                      
                    Qп=10?х Vжп хС, (т);
                                
где Vжп-объем жидкости песконосителя, мЗ;                                                         
      С-концентрация  песка в жидкости песконосителе, кг/м3.          
Относительная концентрация песка в жидкости-песконосителе  определяется опытным путем. Определенная на основе опыта проведенных на месторожденяхт ОАО "Юганскнефтегаз" работ по ГРП концентрация песка рекомендуется  в пределах от100 кг/м3 в начале операции до 800 кг/м3 в конце ГРП. В каждом конкретном случае количество песка, его концентрация в жидкости определяются расчетным путем. Для расчета потребности песка на всю операцию ГРП рекомендуется принимать среднее значение концентрации песка 450 кг/м3. Для приготовления пескожидкостной смеси и подачи рабочей жидкости в насосные агрегаты в процессе ГРП используются один пескосмеси-тельный агрегат (блендер) фирмы "Стюарт и Стивенсон" на шасси "Кенворт". Подвоз песка осуществляется песковозом фирмы "Стюарт и Стивенсон" на шасси "Кенворт" грузоподъемностью 20 т. Потребное количество песковозов определяется отношением, потребного количества песка на массу транспортируемого установкой.
 
 
4.6.ПОТРЕБНОЕ  КОЛИЧЕСТВО МАТЕРИАЛОВ НА ПРОВЕДЕНИЕ  ОПЕРАЦИИ ГРП НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
 
 
В таблице 4.1. приводится потребное количество спецтехники   и материалов на проведение операции гидроразрыва.                            
Таблица 4.1.
ПОТРЕБНОЕ КОЛИЧЕСТВО МАТЕРИАЛОВ НА ПРОВЕДЕНИЕ ОПЕРАЦИИ ГРП НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО "ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ"

N п/п	Наименование материалов	Потребное количество на одну операцию
I	2	3	4

 
                    Рабочая жидкоcть на основе дизтоплива
  1   дизельное топливо               мЗ  расчетное (один объем НКТ              
                                                               количество дизтоплива
                                                             из расчета 6 мЗ на I м     
                                                              интервала перфорации)       
2  Песок кварцевый  (пропант)      т      расчетное - 450 кг на 1 мЗ
                                                    жидкости - песконосителя                                                        
3. НGA-37                                       л    расчетное 10 л на 1 мЗ
                                               рабочей жидкости        
4.НGА-44                                       л       расчетное 10л на 1 мЗ
                                               рабочей жидкости                                                        
5.рН Breaker                                  кг     расчетное 2,4 кг на 1 мЗ
                                              рабочей жидкости                            
6.Пакер “Camco “                         шт.                  0.1
 
                     Рабочая жидкость на основе  нефти
 
1.Дегазированная  нефть              мЗ     расчетное (один  объем НКТ       
                                                                        и количество нефти                

                                                                      из расчета 6 мЗ на 1 м         
                                                                     интервала перфорации)   
2.Песок кварцевый (пропант)         т       расчетное - 450 кг на 1 мЗ
                                                          жидкости – песконосителя     
   3.НGA-37                                           л        расчетное 10 л на 1 мЗ
                                                         рабочей жидкости            
   4. NGA-44                                            л        расчетное 10 л на 1 мЗ
                                                        рабочей жидкости             
    5.pH  Breaker                                       кг       расчетное 2,4 кг на 1 мЗ
                                                       рабочей жидкости                      
    6. Пакер « Самсо»                               шт.               0.
 
      Рабочая жидкость на основе воды                                                                                
 
1.Техническая вода                     мЗ     расчетное (один объем НКТ                                   
                                                                                 и количество воды              
                                                                     из расчета б мЗ на 1 м                          
                                                                     интервала перфорации)              
2.WGA-1                                       кг       расчетное - 3 кг на 1 мЗ
                                                    рабочей жидкости                         
  3.NGL-100                                       л       расчетное - 1,28 л на 1 мЗ
                                                    рабочей жидкости                     
   4.NE-201                                          л       расчетное - 1,28 л на 1 мЗ
                                                    рабочей жидкости                    
  5.BXL-10.0C                                    л       расчетное1 1,28 л на I мЗ
                                                    рабочей жидкости                 
6.Bioklear                                        кг      расчетное - 0,022 кг на 1 мЗ
                                                   рабочей жидкости               
7.Ap-Break                                       кг      расчетное - 0,11 кг на 1 мЗ
                                                 рабочей жидкости                      
8.Пакер «Самсо»        шт              0.1                                                             
9. Песок кварцевый  (пропант)       т        расчетное - 450 кг на 1 мЗ  
                                                                жидкости - песконосителя
 
 
                5.СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
 
 
 
 
5.1. Описание  физической сущности  ГРП
1.  Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - процесс обработки призабойной зоны пласта с целью образования новых, расширения и углубления естественных трещин в породах призабойной зоны скважины для улучшения условий притока пластовой жидкости в скважину. Цель достигается созданием высокого гидравлического давления на стенки скважины (в 1,5-2,5 раза превышающего гидростатическое) с последующим заполнением трещин специальным крупнозернистым наполнителем для предотвращения их обратного смыкания [I].
  2.  До начала работ по ГРП в процессе строительства скважин проводится вторичное вскрытие продуктивного пласта. В случае выполнения операции ГРП субподрядным предприятием (например, "Интрас") и необходимости проведения работ по вторичному вскрытию продуктивного пласта в целях повышения эффективности
ГРП (оптимизации параметров процесса) работы по вторичному вскрытию выполняет субподрядное предприятие.                                            
3.  Гидроразрыву пласта могут предшествовать специальные работы по: исследованию скважины на приток (приемистость); гидропескоструйной перфорации; солянокислотной обработке; перестрелу перфорационных отверстий фильтра в работающих скважинах.
   Решение о проведении в скважине ГРП и, предшествующих ГРП, специальных работ принимает геологическая служба нефтедобывающего предприятия, которое указываются в задании на проектирование строительства или проведение капитального ремонта скважин.
4.  В скважинах с близким расположением продуктивного пласта к водогазона-порным пластам (менее 5 м) проведение ГРП не рекомендуется.
5.  Работы по гидроразрыву пласта в процессе строительства скважин могут проводиться непосредственно после вторичного вскрытия продуктивного пласта (при наличии достаточной информации для принятия решения), а, также, после освоения скважины с вызовом притока и последующего проведения гидродинамических исследований.
 
5.2. ПОРЯДОК  ПРОВЕДЕНИЯ И ОБЪЕМ РАБОТ ПО ГИДРАВЛИЧЕСКОМУ РАЗРЫВУ ПЛАСТА (ГРП)
 
1.  При определении объема работ по ГРП в процессе строительства скважин принимается, что до начала работ по ГРП в скважине проведены геофизические исследования в колонне, вторичное вкрытие продуктивного пласта в соответствии с рабочим проектом на строительство скважины, скважина заполнена водным раствором хлористого натрия, плотность которого определена в соответствии с требованиями правил [6], в скважину спущен лифт НКТ с воронкой на глубину спуска внутрискважинного оборудования. На скважину завезены специальный комплект 89 мм насосно-компрессорных труб (НКТ) и специальная устьевая арматура.
Работы по интенсификации притока методом ГРП в скважине проводятся в следующем порядке.
1.1 Монтаж подъемного оборудования (А-50, Кремко и др.) и проведение подготовительных работ к освоению скважины.
1.2  Подъем НКТ с воронкой из скважины.
1.3  Разгрузка со стеллажей рабочего комплекта НКТ и его ревизия с отбраковкой.
1.4  Подвоз и погрузка на стеллажи технологического комплекта НКТ диаметром 73 мм, длина которого обеспечивает его спуск до искусственного забоя скважины.
1.5  Спуск гндроскрепера и шаблона на НКТ 73 мм до интервала установки пакера.
1.6  Проработка эксплуатационной колонны в интервале установки пакера.
1.7  Допуск НКТ до искусственного забоя и промывка скважины.
1.8  Подъем НКТ со скрепером и шаблоном из скважины.
1.9  Разгрузка со стеллажей технологического комплекта НКТ 73 мм и его ревизия с отбраковки.
1.10  Укладка на стеллажи технологического комплекта НКТ 89 мм, длина которого обеспечивает их спуск до искусственного забоя скважины.
1.11  Смена фонтанной арматуры типа АФК на специальную арматуру с рабочим давлением 70 Мпа.
1.12  Спуск НКТ 89 мм с пакером, опрессовочным клапаном.
1.13  Опрессовка НКТ и устьевой арматуры солевым раствором.
1.14  Вымыв шара опрессовочного клапана обратной промывкой.
1.15  Определение и уточнение глубины спуска пакера относительно интервала перфорации геофизическими измерениями при помощи локатора муфт (ЛМ), гамма-каротажа (ГК).
1.16 Замена в НКТ  солевого раствора на нефть  (дизельное топливо, техническую  воду).
1.17  Установка и опрессовка пакера.
1.18  Демонтаж подъемного агрегата (А-50; Кремко и др.) и наземного оборудования с устья скважины.
1.19  Подвоз рабочей жидкости на куст.
1.20  Подготовка к выполнению операции ГРП: обвязка техники со скважиной, опрессовка линий высокого и низкого давления.
1.21  Проведение операции гидроразрыва пласта с последующим ожиданием перераспределения давления в призабойной зоне и отработкой скважины в коллектор.
1.22  Монтаж подъемного агрегата (А-50; Кремко и др.), установка рабочих площадок, стеллажей, мостков, и проведение других подготовительных работ к освоению скважины.
1.23  Снятие пакера, обратная промывка скважины солевым раствором.
1.24  Подъем НКТ и пакера.
1.25  Смена спецарматуры на фонтанную арматуру АФК (или на другую арматуру, предусмотренную рабочим проектом на строительство скважины).
1.26  Разгрузка труб НКТ 89 мм со стеллажей.
1.27  Загрузка на стеллажи технологического комплекта НКТ 73 мм.
1.28 Спуск НКТ 73 мм  до искусственного забоя, и  обратная промывка скважины с  очисткой солевого раствора от  остатков песка с контролем  плотности раствора.
1.29  Подъем НКТ из скважины.
1.30  Проведение геофизических исследований с целью отбивки забоя.
1.31  Разгрузка со стеллажей технологического комплекта НКТ 73 мм.
1.32 Загрузка на стеллажи  комплекта НКТ, предусмотренного  рабочим проектом.
1.33 Спуск подземного оборудования (ЭЦН, ШГН, воронка), демонтаж подъемного оборудования (А-50, Кремко и др.), и вывод скважины на режим эксплуатации.
2  При определении объема работ по ГРП в эксплуатируемых скважинах (при капитальном ремонте) принимается, что до начала работ по ГРП скважина заполнена' жидкостью, плотность которой не обеспечивает необходимого противодавления на пласт (нефть, эмульсия нефти, техническая вода и др.); в скважине находится эксплуатационное оборудование.  Работы по интенсификации притока методом ГРП в эксплуатируемых скважинах проводятся в следующем порядке.                                   
2.1  Глушение скважины  солевым раствором с плотностью, соответствующей требованиям [6].
2.2  Пропарка рабочего  комплекта НКТ с целью их  депарафинизации.
 
5.3. ТЕХНОЛОГИЯ  ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ ПО
 ГИДРОРАЗРЫВУ  ПЛАСТА
1. В качестве специальной арматуры для проведения ГРП может быть использована устьевая арматура 2АУ-700 (ТУ 26-16-47-77) или импортная арматура (типа фирмы "Стюарт и Стивенсон") с рабочим давлением более 70 МПа.           
2.   Для проведения  операции ГРП на скважину завозится, а после выполнения операции вывозится специальный комплект НКТ диаметром 89 мм. Диаметр НКТ 89мм определен из, условия обеспечения интенсивности закачки рабочей жидкости 4-6м3/мин. Толщина стенки труб и марка стали определяются из условия создания запаса прочности на внутреннее давление (коэффициент 1,32) при максимально возможном значении рабочего давления и обеспечения прочности на растяжение (коэффициент запаса прочности 1,42) в наклонно-направленных скважинах с интенсивностью искривления до 2° на 10 м.                                                                                            
   Расчет комплекта колонны НКТ осуществляется согласно "Инструкции по расчету колонн насосно-компрессорных труб" [7].                               
3.  Колонна НКТ в нижней части комплектуется пакером, опрессовочным клапаном и реперным патрубком, устанавливаемым через 2-3 трубы от пакера. Резьбовые соединения НКТ герметизируются смазкой Р-402 или лентой ФУМ.         
4.  После спуска до намеченной по плану работ глубины колонна НКТ и устьевой оборудование подвергается гидравлическому испытанию (предварительно бросив в НКТ шар опрессовочного клапана). Величина давления опрессовки на 10% выше максимального рабочего давления на устье, но не более допустимого внутреннего давления на трубы и устьевую арматуру. Время выдержки давления 30 мин, допустимое снижение давления - 1 МПа [8].
5.  После опрессовки шар опрессовочного клапана вымывается обратной промывкой (в количестве двух объемов НКТ).                                     
6.  Тип пакера для ГРП выбирается по действующим ТУ или используется импортный пакер типа "Самсо" в зависимости от ожидаемого рабочего давления. Скорость спуска НКТ с пакером не более 1м/сек. Установка пакера осуществляется в соответствии с инструкцией по эксплуатации принятого типа пакера. Эксплуатационная колонна в месте посадки пакера предварительно прорабатывается гидромеханическим  устройством (скрепером).                                                     
7.  Пакер устанавливается на 10-20м выше интервала перфорации колонны. Глубина установки пакера уточняется привязкой реперного патрубка к интервалу перфорации геофизическими измерениями (ЛМ, ГК).
8.  Перед посадкой пакера в НКТ закачивается нефть (дизельное топливо, техничская вода). Потребный объем нефти определяется внутренним объемом НКТ в зависимости от глубины их спуска. Нефть подвозится автоцистернами АЦН-10, количество которых определяется, исходя из потребного объема нефти.         

9.  После посадки пакер испытывается давлением в 12 МПа. Продолжительность опрессовки 30 минут (снижение давления не допускается).           
10.  После герметизации устья и опрессовки пакера демонтируются подъемный агрегат, рабочая площадка, мостки и стеллажи для труб.                       
11.  Рабочая жидкость для проведения операции ГРП завозится на скважину к началу операции в автоцистернах АЦН-10 или других передвижных емкостях. Вся спец. техника для проведения ГРП устанавливается на площадке в соответствии с утвержденной схемой ее расстановки. Необходимое количество автоцистерн определяется и условия подвоза всего необходимого объема рабочей жидкости до начал подготовительных работ к ГРП и подачи жидкости по мере необходимости
12.  Одним из основных параметров операции ГРП являются давление разрыва пласта Рр, которое определяется, исходя из геолого-физических характеристик пласта, и рабочее давление на устье Ру.                                                  
На основании анализа  имеющегося опыта в регламенте принимается, что образование трещин в пласте происходит при значении забойного давления, превышающего гидростатическое Рг в 2,5 раза.                                                   
   Исходя из этого условия, величина рабочего устьевого давления Ру при операции ГРП определяется из выражения:                                                  
Ру = 2,5 Рг + Рнкт - Рж,                         
где Рнкт - потери давления в НКТ в процессе ГРП;
       Рж - давление столба рабочей жидкости  на забой (до ввода песка). Потери давления в НКТ определяются в зависимости от глубины пласта и темпа закачки жидкости согласно расчета гидравлических сопротивлений.
13  Закачка жидкости  разрыва пласта и пескожидкостной  смеси производится с максимально  возможной скоростью при забойном давлении близким к давлению разрыва пласта (максимальном значении Ру).                              
 Обратная промывка  скважины перед подъемом пакера  и с целью очистки забоя от остатков песка производится не менее одного цикла с контролем плотности солевого раствора.                    
14  Глушение скважины  производится солевым раствором  одним агрегатом ЦА-320М. Потребный  объем солевого раствора принимается  равным 1,5 объемам скважины. Солевой  раствор на скважину завозится  автоцистернами АЦН-10, количество которых определяется из условия завоза расчетного количества раствора за один рейс и слива его в ЦА-320М без остановки процесса глушения. Глушение скважин, эксплуатируемых насосным способом, производится в 2 этапа. На первом этапе в скважину закачивается солевой раствор, объем которого равен объему скважины до глубины установки насоса. Во втором этапе закачивается такой же объем раствора после простаивания скважины на период ожидания замещения нефти раствором.                  
   Опрессовка НКТ 89 мм и промывка скважины с вымывом опрессовочного шара производится одним насосным агрегатом фирмы "Стюарт и Стивенсон".
Проработка скважины скрепером, промывки скважины, замена солевого раствора на нефть (дизельное  топливо, техническую воду), опрессовка пакера производятся одним агрегатом ЦА-320 М.
После спуска глубиннонасосного  оборудования в скважину производится опрессовка:                                                                       
- при ЭЦН-НКТ на  бМПа, кабельного ввода - на 4 МПа;
- при ШГН - НКТ и СУСГ на 4 МПа.                               
Работа выполняется  одним ЦА-320М.
 
5.4.РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА ГРП В СКВАЖине
№6545,СТРОЯЩЕЙСЯ ПО РАБОЧЕМУ ПРОЕКТУ, ГЛУБИНОЙ   2771 м.
1. Исходные данные  для расчета:
- толщина перфорированного участка h–14,4м;
- гидростатическое давление  в пласте Рг-250 атм,                                                                                                                                              
- в качестве рабочей  жидкости используется загущенная сеноманская вода плотностью p -1,03 г/см3.
2. Расчетные величины
2.1. Количество потребной  рабочей жидкости                                   
V  р.ж. = h x 6 = 14,4 х 6 = 86.4 (м3).
 Где 6 - Количество  потребной рабочей жидкости на 1 м вскрытой части пласта
2.2. Количество жидкости песконосителя
 V пн = Vр.ж / 2 = 86,4 / 2 = 43,2 (м3).
Где V  р.ж -количество потребной рабочей жидкости
2.3. Количество потребного  песка                                              
Qп = С х Vпн = 450 х 43,2 /1000 = 19,44 (тонн).
Где С-концентрация песка  в жидкости песконосителя ,кг/ м3
V пн-количество жидкости песконосителя
2.4. Давление разрыва  пласта                                               
     Р заб ГРП = Рг х 2,5 = 250 х 2,5 = 675 (атм).
 На основании анализа имеющегося опыта в регламенте принимается, что образование трещин в пласте происходит при значении забойного давления, превышающего гидростатическое Рг в 2,5 раза.                                                    
2.5. Давление столба  рабочей жидкости плотностью 1,03 г/см3                     
Рж = p x 0.1 x H = 1,03 х 0,1 х 2771= 285,4 (атм). 
Где Н-глубина скважины , м 
       0,1-переводный  коэффициент   
2.6. Рабочее давление на устье                                                    
Ру = Р заб ГРП + РНКТ - Рж  = 625 + 100 - 285,4 = 439,6 (атм).
Где РНКТ- Потери давления в НКТ равны 100 атм.
        Р заб ГРП -давление разрыва пласта
        Рж -давление  столба рабочей жидкости
2.7. Потребно Давление  разрыва пласта е количество насосных агрегатов фирмы "Стюарт и Стивенсон" (при работе на 4-ой скорости с максимальным рабочим давлением в 630 атм и производительностью 1,25 м3 /мин)                                                         
                 n = 4 / 1,25 = 3,2 (шт).
 Принимается n = 4 шт.
  2.8. Объем продавочной жидкости                                               
                Vпрод = Sнкт х Н = 0,0042 х 2771 = 11,6 (м3).
Где Sнкт-площадь сечения НКТ.
        Sнкт = ? х (dнкт /2)? (м?)
2.9. Потребное количество автоцистерн для рабочей жидкости
                   n авт = Vр.ж : 10 = 86,4: 10 = 8,6=9 (шт).
где  V  р.ж -количество потребной рабочей жидкости
        10-грузоподьемность  автоцистерны, тонн  
2.10. Потребное количество  песковозов          
                nпеск =Qп :20 = 19,4 : 20 = 0,97=1 ( шт).
где    Qп -Количество потребного песка
        20 - грузоподьемность  песковозов ,тонн
2.11. Давление опрессовки устьевой  арматуры и НКТ перед операцией  ГРП
1,10 х Ру = 1,10 х 439,6 = 483,6 (атм).                                   
Где Ру -рабочее давление на устье
2.12. Потребное количество  материалов для загущения и  обработки рабочей жидкости на водной основе
WGA                3 х 86,4= 270 (кг);
NCL-100         1,28х86,4 =115 (л);
NЕ-201           1,28х86,4 =115 (л);
ВХL-10.ОС    1,28х86,4 =115 (л);
Bioklеаг          0,022 х 86,4 = 2,0 (кг);
Ар-Вгеак        0,11 х 86,4 = 10 (кг).
 
2.13. Потребный объем  солевого раствора плотностью 1,07 г/см3 для глушения  для скважины, работающей механизированным способом (ЭЦН)
Vс.р.= (1500 х Sэ.к )х  2= 1500 х 0,016 х 2 = 50,199 ( м?)
1500-глубина спуска  ЭЦН, м
Sэ.к=? х ( d э.к/2)?=? х  (0,146/2)?=0,016 (м?)
2.14 Потребный объем  сеноманской воды для заполнения  НКТ до начала операции ГРП
Vсен.в  = Sнкт  х Н = 0.0042 х 2771=11,6 (м3).                                         Sнкт-площадь сечения НКТ.
H-глубина скважины , м
 
 
5.4. Анализ проведения ГРП
 
Низкая продуктивность пласта БС4-5 на Приразломном  месторждении  в сочетании с его огромными запасами остро ставит вопрос о необходимости применения здесь методов интенсификации добычи  нефти.  Ряд благоприятных особенностей геологического строения залежи (практическое отсутствие водонефтяной зоны, изоляция залежи от выше и нижележащих водоносных пластовмощными толщами аргиллитов) позволяют в качестве основного метода интенсификации притоков нефти к забоям добывающих скважин применять ГРП.
         ГРП на Приразломном месторождении   начали применять с 1990г..Основной  объем работ по ГРП выполнялся  СП Юганскфракмастер(ЮФМ). С 1994г. работы по ГРП выполнял также АО Интрас . Работы проводились постоянно и с нарастающей динамикой. С 1998г. работы выполняет американская компания «Шлюмберже».
             В ниже следующей таблице 5.1 дается динамика проведения ГРП  на Приразломном месторождении по годам.
                                                                                                                                                                                  
 
 
 
Таблица 5.1.
Динамика проведения ГРП на Приразломном месторождении по годам.
 

Предприятие	Количество ГРП по годам	Всего
1994	1995	1996	1997
Интрас	13	62	64	94	233

   
 Анализ степени  охвата эксплуатационного фонда  Приразломного месторождения технологией  ГРП
     Объем применения  гидравлического разрыва пластов управления «Интрас», выраженный в процентном отношении к добывающему фонду по пласту БС4-5 Приразломного месторождения характеризует степень влияния ГРП на разработку пласта. Чем выше показатель, тем меньше выбор скважин для дальнейшего применения технологии по пласту.
    Для пласта БС4-5 Приразломного месторождения вклад фонда обработок ГРП характеризуется 32,4% долей обработанных скважин (Накопленный объем ГРП  на 1.01.1998гсоставляет 233 операции), что отражено в таблице 5.2.
Таблица 5.2.
Характеристика состояния фонда скважин после проведения ГРП по пласту БС4-5 Приразломного месторождения

Показатели<td1994 <td1995 <td1996 <td1997
Доб. Фонд всего	688	720	729	720
Количество операций ГРП	13	62	64	94
Накопленное количество  ГРП	13	75	139	233
В % к доб. Фонду	1,9	10,4	19,1	32,4

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
6. РАСЧЕТ  ЭФФЕКТИВНОСТИ
ПРОЕКТА  ГРП
                
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
6.1 АННОТАЦИЯ
   В настоящее  время ГРП применяют практически  как самый эффективный метод  для стимуляции скважин. В результате ГРП в породах образуются новые или расширяются существующие трещины за   счет создания на забое скважины высокого давления, превышающего вес вышележащих пород. При этом скорость закачивания жидкости для разрыва пласта должна превышать скорость ее поглощения пластом. Для предотвращения полного смыкания трещин после снятия  давления вслед за жидкостью разрыва в трещины закачивают наполнители.
     За счет этого создается новый проточный канал большого сечения, что создает в пласте дополнительные дренажные зоны. Эффективностью от внедрения ГРП на месторождении является увеличение добычи нефти и, как следствие,  увеличение прибыли.
     ГРП на Приразломном месторождении с 1994г. по 1997г. проводил «Интрас». Затраты на один ремонт складываются из:
-подготовительных работ  к ГРП;
-стоимости ГРП;
-заключительных работ;
    Фактическая стоимость этих работ приводится в таблице 6.1.
   Эффект от проведения  мероприятия заключается в дополнительной  добыче нефти после ГРП (Табл. 6.1.).
 
 
 
 
 
 
 
 
6. 2. Методика  обоснования экономической эффективности проведения ГРП

 
Обобщающими показателями эффективности являются:

поток денежной наличности (ПДН);
чистая текущая стоимость (ЧТС);
срок окупаемости затрат (Ток);
внутренняя норма рентабельности проекта (ВНР);
чувствительность проекта к риску.

                           Методика расчета:
1.Определение прироста  выручки от реализации:
 
?Вр = ?Q х Ц;                                                                       (6.1)
 
Где      ?Q –  дополнительный обьем добычи,тыс.т
Ц – цена предприятия без акциза и НДС
 
2. Определение изменения  текущих затрат:
 
Зтек=(?QхСхд.у.п./100)+Зр;                                                (6.2)
Где      С-себестоимость  одной тонны нефти.
Д.у.п.-доля условно-переменных затрат
Зр-затраты на проведение ГРП
?Q – дополнительный обьем добычи,тыс.т
 
3.Определение прироста  прибыли от реализации:
           
             Пр.реал=Вр-Зтек.                                                                   (6.3)
            Вр- выручка от реализации
            Зтек.- текущие затраты
 
4. Определим  налог  на прибыль.
 
Н пр = Пр. обл х30 / 100;                                                       (6.4)
Где       Пр.обл – прибыль, облагаемая налогом, равная Пр.реал.
 Пр. реал – прирост  прибыли от реализации
 
5. Определение потока денежной наличности :
            
             ПДН=Вр-Зтек.-Нпр.                                                             (6.5)
 
Где       Вр- выручка от реализации,
             Зтек.- текущие затраты
             Нпр.- налог на прибыль
 
6. Определение накопленного потока денежной наличности ПДН (НПДН):
 
НПДНt= ?ПДН t                                                                    (6.6)
Где      t - период реализации мероприятия
ПДНt- поток денежной наличности в t-ом году.
 
7.Для приведения результатов и затрат по фактору времени используется процедура дисконтирования.
Определение коэффициента дисконтирования:
 
?t=(1+Ен)?tрt;                                                                       (6.7)
 
где ?t - коэффициент дисконтирования
 
6.3.Исходные данные
 
В таблице 6.1 приводятся технико-экономические показатели НГДУ «ПН»
                                                                                                Таблица 6.1
 
                      Технико-экономические показатели  НГДУ «ПН»
 

Показатели <td1994г. <td1995г. <td1996г. <td1997г.
Количество проведенных  ГРП	Шт.	13	62	64	94
Средняя продолжительность  одного ремонта	Бр. Час.	530	521	496	518
Затраты на один ремонт	Млн. руб.	0,12	13,6	41,1	65,8
-подготовительные работы  к ГРП	Млн. руб.	0,06	4,7	13,8	29,1
-стоимость ГРП	Млн. руб.	0,04	4,5	13,7	21,7
-заключительные работы	Млн. руб.	0,02	4,4	13,6	14,8
Дополнительная добыча нефти после ГРП	Тыс.т.	37,086	247,527	286,712	339,837
Средний дебит до ГРП	Т/сут.	6,5	4,7	5,4	5
Средний дебит после ГРП	Т/сут.	10	12	12,6	13,6
Цена 1 т. нефти	Тыс. руб	0,182	12,4	53,6	148,7
Себестоимость 1 т. нефти	Тыс. руб.	0,051	1,54	16,331	51,704

 
6.4. Расчет  ЧТС и ПДН за период с  1994-1997гг.
Пример расчета ЧТС  за 1994г.:
1.Прирост выручки от  реализации:
DВр=37,086*0,182=6,8 млн. руб.
2. Определение изменения  текущих затрат:
Зтек=(37,086*0,47*0,051)+0,12*13=2,45 млн.руб
           Д.у.п.-доля условно-переменных затрат=47%
3.Определение прироста  прибыли от реализации:
         Пр.реал=6,8 –2,45=4,35 млн.руб.          
4. Определим  налог  на прибыль.
          Н пр = 4,35*0,35=1,5 млн.руб.
5. Определение потока  денежной наличности :
          ПДН=4,35-1,5=2,85 млн.руб.
6. Определение накопленного  потока денежной наличности ПДН  (НПДН):
          НПДНt= 2,85 млн.руб.
7.Определение коэффициента  дисконтирования:
           ?t=(1+0,1)?19941994=(1,1)?0=1                                                                       8.Определение дисконтированного  потока денежной наличности:
              ДПДН t = 2,85*1=2,85млн.руб.
9.Накопленный ДПДН  представляет собой чистую текущую  стоимость: 
             ЧТС=2,85 млн.руб.
 
 
 
 
 
 
 
                                                                               Таблица 6.2.
Расчет экономической  эффективности от проведения ГРП
 

ПоказателиЕед.изм.	Годы
	1994г.	1995г.	1996г.	1997г.
1.Дополнительная добыча  нефти, тонн	тыс.т	37,086	247,527	286,712	339,837
2.Прирост выручки в  руб.	Млн.руб.	6,8	3069	15367,8	50533,8
3.Текущие затраты  3.1.Тек.затраты на доп.добычу 3.2.Тек.затраты на ГРП	Млн.руб	2,45   0,89   1,56	1022   179   843	4786,4   2156   2630,4	14442,2   8257   6185,2
4.Прирост прибыли от  реализации	Млн. руб.	4,35	2047	10581,4	36091,6
5.Прирост налога на  прибыль	Млн.руб.	1,5	716,45	3703,5	12632
6.Поток денежной наличности	Млн.руб.	2,85	1330,55	6877,9	23459,6
7.Накопленный поток  денежной наличности	Млн.руб.	2,85	1333,4	8221,3	31680,9
8.Коэффициент дисконтирования		1	0,9091	0,8264	0,7513
9.Дисконтированный поток  денежной наличности	Млн.руб.	2,85	1209,6	5684	17625
10.Чистая текущая стоимость	Млн.руб.	2,85	1212,45	6896,45	24521,5

 
 
 
 
 
 
         Млн.руб.


 




 
 


 
 
40000

 
 


 
 
30000

 


 
 
20000

 
 


 
 
10000

                   
 


 
 


                                                                                                   Годы

                   1994              1995              1996                  1997    
 
 
Рис.6.1.Профили НПДН и  ЧТС.
                         -НПДН  

                         -ЧТС

 
 
Расчет экономической  эффективности проведения ГРП за период с 2000-2004гг.
Исходные данные за период 2000-2004гг:
Объем внедрения n = 180скв.
Цена на нефть на 1.01.2000 г. Ц = 400 руб.
Доля условных переменных затрат Д.у.п.=21%
Затраты на проведение мероприятия  ГРП Имер = 562 тыс. руб.
Известно, что на Приразломном месторождении дополнительная добыча нефти за счет ГРП наблюдается  в течение 5-и лет.
Дополнительную добыча за 2000г. равна 611,7тыс.т
Коэффициент падения  добычи равен 0,9
Дополнительную добычу на последующие годы считаем как  произведение дополнительной добычи и  коэффициента падения добычи.
Себестоимость 1т нефти  равна 250 руб.
Текущие затраты по данному  мероприятияю складываются из затраты  на проведение ГРП и затрат на дополнительную добычу нефти
?И t = И опз + И доп  доб
Остальные расчеты проводим по указанной методике. Результаты вычислений заносим в таблицу 6.3.
Пример расчета экономической эффективности ГРП за 2000г.:
1.Прирост выручки от  реализации:
DВр=611,7*400=244680 т.р.
2. Определение изменения  текущих затрат:
Определение изменения  текущих затрат на дополнительную добычу:
               Зтек д.д=(611,7*0,21*250)=32114,25 тыс.руб
               Зтек.грп=562*180=101160 тыс.руб.
               Зтек.мер.=32114,25+101160=133274,25 тыс.руб.
3.Определение прироста  прибыли от реализации:
            Пр.реал=244680-133274,25=111405,75тыс.руб.          
4. Определим  налог  на прибыль.
Н пр =111405,75*0,3=33421,725 тыс.руб.
5. Определение потока  денежной наличности :
              ПДН=111405,75-33421,725=77984,025 тыс.руб.
6. Определение накопленного  потока денежной наличности ПДН  (НПДН):
             НПДНt= 77984,025 тыс.руб.
7.Определение коэффициента дисконтирования:
                 ?t=(1+0,1)?2000-2000=(1,1)?0=1                                                                      
8.Определение дисконтированного  потока денежной наличности:
                  ДПДН t = 77984,025*1=77984,025 тыс.руб.
9.Накопленный ДПДН  представляет собой чистую текущую  стоимость: 
                   ЧТС=77984,025 тыс.руб.                                        Таблица 6.3.
Расчет ЧТС и ПДН  по проекту ГРП за2000-2004гг.

Показатели<tdЕд.изм. <td2000 <td2001 <td<p class="dash041e_0441_043d_043e_0432_043d_043e_0439_0020_0442_0435_043a_0441

1. НЕ ПРУФ НЕ ПРУФ НЕ ПРУФ
2. Контрольная работа- Рынок ссудных капиталов
3. ТЕМА 14 СИСТЕМА СОЦИАЛЬНЫХ ГАРАНТИЙ В СФЕРЕ ТРУДА Понятие социальной защиты и ее основные направлен
4. Организация банкета-кофе на 24 человека
5. Деньги ~ это особый товар в котором выражается стоимость других товаров1
6.  На основі приведених даних про підприємства А та Б розрахувати показники ділової активності і зробити відп
7.  Estblishing Orgniztionl Gols nd Objectives
8. К вопросу о распространении и миграциях малой выпи
9. на тему- ldquo;Актинідія коломікта астрагал шерстистоквітковийrdquo; Актинідія коломікта ~ ctinidi colomict Mx
10. правового института банкротства
11. Место и роль вооруженных сил в израильском обществе
12. реферату- Як парость виноградної лози плекайте мовуРозділ- Твори шкільні Як парость виноградної лози пле
13. Життя та діяльність ІПКотляревського
14. Оказание первой медицинской помощи
15. О проведении в Российской Федерации Года культуры 14 17 марта 2014 года г
16. Кислотність ґрунті
17. это вероятность финансовых потерь в результате изменения курса валют которое может произойти в период меж
18. а Работа выполнена- лаборант преподаватель
19. Развитие медицины и фармации в эпоху ятрохимии.html
20. Рынок труда Безработица

Материалы собраны группой SamZan и находятся в свободном доступе