В 2009 году ОАО « ЮНГ » произвело разработку 28 нефтяных месторождений. Все месторождения находятся на разных стадиях разработки. В стадии растущей добычи находилось 11 месторождений в том числе и Приразломное нефтяное место-рождение. Однако оставались и месторождения в стадии падения добычи. Добыча нефти по последней группе составляет около 58 % от общей добычи нефти На 2009 год ОАО « ЮНГ » планировалось добыть 26000 тыс. тонн нефти, пробурить 170 тыс.м горных пород, закачать в продуктивные пласты 115705 тыс. куб. м воды. Фактически по месторождениям, разрабатываемых ОАО «ЮНГ» добыто нефти 25745 тыс. тонн ( что составляет 95.5 % от уровня 2008 года ) и пробурено 176 тыс.м горных пород. Падение добычи нефти связано с рядом причин :

-снижением объемов бурения месторождений ;

-выбытием добывающих скважин из эксплуатационного фонда ;

-ограничением откачки нефти в магистральные нефтепроводы ;

-снижением объемов капитального ремонта скважин ;

-снижением операций по гидравлическому разрыву пласта .

Введено в эксплуатацию в течение года 139 новых добывающих скважин с дебитом нефти 26,4 т / сут., при плане 277 скважин.

Введено под закачку 115 нагнетательных скважин при плане 122. Невыполнение плана ввода скважин под закачку связано, в первую очередь, с недостаточными темпами обустройства новых месторождений таких как Приразломное, Приобское и Лемпинское.

Действующий фонд добывающих скважин на конец 2009 года составил 6081 скважин, эксплуатационный - 9466, нагнета-тельный - 3578, контрольных - 3083, в консервации - 1559, водо-заборных - 187, в ликвидации - 1846. В течение года из эксплуата-ционного фонда выбыло 771 скважин , в консервацию - 185, в ликвидацию - 369, в контрольный - 105.

Обводненность добываемой продукции в целом по ОАО «ЮНГ» за 2009 год уменьшилась на 0,8 % и составила 72,9 % вслед-ствие вывода из эксплуатации высокообводненных нерентабельных скважин. В продуктивные горизонты закачано 117734 тыс. куб. м воды. За отчетный период добыто 94933 тыс. т жидкости. Средний дебит одной действующей скважины по нефти составил 12,7 т/сут., по жидкости - 47,0 т/сут..

В течение года переведено на механизированный способ добычи 218 скважин. Механизированный фонд на 1.01.99 год по ОАО « ЮНГ » составил 7963 скважины, из которых добыто 25287 тыс. т нефти ( 98,2 % от общей добычи ). На 2010 год планируется добыть 24610 тыс.т , что на 1135 тыс.т ( 4,4% ) ниже уровня добычи 2009 года. Планируемая среднегодовая обводненность в 2010 году - 74,4 % , что на 1,5 % выше, чем в 2009 году. Планируемый :

- среднегодовой дебит нефти - 12,3 т/сут ;

- дебит жидкости - 47,6 т/сут ;

- действующий фонд добывающих скважин - 6097 скважин ;

- ввод нагнетательных скважин - 65 скважин.

Как было отмечено , текущее состояние разработки целого ряда месторождений ОАО « ЮНГ » находятся на завершающей стадии разработки характеризующейся высокой обводненностью и падением добычи нефти.

По состоянию на 1.01.98 года на месторождениях ОАО « ЮНГ » при средней обводненности добываемой продукции 72,9 % отобрано лишь 44,6 % от начальных извлекаемых запасов, что указывает на недостаточное использование потенциала реализуемых систем разработки.

Основная задача на завершающих стадиях разработки месторождений заключается в замедлении темпов падения добычи нефти, уменьшения доли воды в продукции скважин и более эффективное доизвлечение остаточных запасов.

В таких условиях для улучшения условий вытеснения нефти и дополнительного вовлечения в разработку запасов нефти в первую очередь необходимо применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов, направленных на выравнивание проницаемостной неоднородности пласта и способствующих увеличению охвата пласта заводнением, и конечно применение гидродинамических методов.

В 2009 году на месторождениях ОАО « ЮНГ » приме-нялись традиционные методы увеличения нефтеотдачи, в том числе физико-химические, гидродинамические и гидравлический разрыв пласта ( ГРП ). Всего за 2009 год проведено 1201 скважино - операций по внедрению методов увеличения нефтеотдачи пластов. Суммарная дополнительная добыча за счет применения методов увеличения нефтеотдачи пластов составила 8023,599 тыс. тонн нефти.

3.4 Результаты внедрения ФХМ МУН

В 2009 году на месторождениях ОАО « ЮНГ » количество

обработок с применением ФХМ составило 1081 скв./опер. ( без учета ГРП и индикаторных исследований ).

Дополнительная добыча нефти за счет ФХМ в 2009 составила 1165,994 тыс. тонн ( без учета ГРП ).

Работы по внедрению методов повышения нефтеотдачи осуществлялись ООО « Нефтехимсервис », НУПНП и КРС № 1,2, Майским УПНП и КРС , ПКРС НГДУ.

Научно техническое сопровождение, разработку программ применения конкретных технологий по месторождениям и опытным участкам, авторский надзор и расчет технологической эффективности осуществлялся Уфимским филиалом ЮганскНИПИнефть (ВНИИЦ « Нефтегазтехнология » ) совместно с отделом ПНП ОАО « ЮНГ ».

Из ФХМ применялись :

- потокоотклоняющие технологии ( большеобъемные полимерные

составы ( БПС ), ГАЛКА, ГИВПАН, ТЕМПОСКРИН, ЭПДС, СПС и

т.д.) ;

- технология комплексных обработок ПЗП нагнетательных и

добывающих скважин ;

- технологии регулирования процесса нефтевытеснения и

нефтеизвлечения ;

- ОПЗ добывающих скважин с целью ликвидации солеотложений ;

- комплекс геолого-технических мероприятий ( ГКО, СКО, дострел,

перфорация ).

В 2009 году работы по внедрению потокоотклоняющих технологий осуществлены во всех НГДУ ОАО « ЮНГ » . Поскольку большинство этих технологий основаны на использовании полиакриламида ( ПАА ), то рассмотрим в первую очередь данный вид технологий.

ТЕХНОЛОГИИ НА ОСНОВЕ ПОЛИАКРИЛАМИДА. БГС.

Работы по внедрению большеобъемных гелевых систем на Приразломном месторождении проводились с 1993-97 года. В течение данного периода работы осуществлялись силами АО « ТЕХ-НОЛОГИЯ - СЕРВИС » ( ООО « Нефтеотдача » ). В 2009 году из-за отсутствия финансирования работы не проводились.

В зависимости от конкретных условий ( в частности от приемистости скважины ) при внедрении технологии БГС в скважину закачивалось от 1 до 14 тыс. куб. м рабочего агента, раствора полимера около 0,1 % с расходом ПАА от 1 до 15 тонн. Дополнительная добыча нефти за 2009 год по всем участкам, включая обработку 11 скважин, проведенных в 2008 году составила 242,251 тыс. т.

Положительным фактором предопределившим такие результаты

является грамотный ( за редким исключением ) выбор опытных участков и, что не менее важно, времени воздействия и моментов повторных обработок. Высоким результатам способствовало также сочетание воздействие БГС с форсированным отбором жидкости по ряду участков. По всем участкам количество положительно отреагировавших скважин больше, чем скважин с отрицательным эффектом.

Таким образом, вышеизложенное, позволяет сделать вывод как о неоспоримом качественном эффекте, так и о перспективах применения БГС на месторождениях ОАО « ЮНГ ».

СШИТЫЕ ПОЛИМЕРНЫЕ СОСТАВЫ ( СПС ) .

В основе технологии обработки скважин СПС лежит способность частично гидролизованного полиакриламида образо-вывать с поливалентными металлами соединение с пространст-венно сшитой структурой. Наиболее часто используемым реагентом-сшивателем являются хромкалиевые квасцы, содержащие трехвалент-ный катион хрома, который благодаря своей поливалентности «сшивает» молекулы ПАА.

Внедрение данной технологии было также осуществлено на Приразломном месторождении. Анализ результатов внедрения показывает, что средняя продолжительность эффекта составляет 6 месяцев. Технологическая эффективность в целом по технологии для данного объекта составила от 0,8 до 4,2 тыс.т на тонну ПАА.

ЭМУЛЬСИОННЫЕ ПОЛИМЕРНО-ДИСПЕРСНЫЕ

СОСТАВЫ.

Сущность данной технологии в том, что на первом этапе с помощью ЭПДС блокируются наиболее проницаемые интервалы, на втором этапе проводятся работы по интенсификации приемистости слабопринимающих интервалов пласта с помощью технологии ПАВ- кислотного воздействия.

Работы по данной технологии были осуществлены в 2008 году на 4 месторождениях ОАО « ЮНГ » , точнее в двух его НГДУ « ЮН » и « ПН ». Технологический эффект по этим участкам продолжался и 2009 году.

Суммарная дополнительная добыча нефти по трем участкам Петелинского месторождения составила 24,8 тыс.т. Технологическая эффективность для различных объектов составила от 37 до 95 тонн на 1 тонну смеси всех реагентов.

СШИТЫЕ ПОЛИМЕРНО-ДИСПЕРСНЫЕ СИСТЕМЫ.

Работы по внедрению данной технологии были начаты в 2008 году на опытном участке пласта БС Усть-Балыкского месторождения и продолжены в 2009 году. Опытный участок включает в себя 20 обработанных нагнетательных скважин с охватом более 72 реагирующих добывающих скважин. Дополнительная добыча нефти составила более 38,0 тыс. т.

3.5 Технологии на основе полимера ГИВПАН

КОМПОЗИЦИЯ НА ОСНОВЕ ПОЛИМЕРА ГИВПАН

Физико-химическая сущность применения композиции на основе полимера Гивпан заключается в том, что при взаимо-действии в пластовых условиях полимера со сшивателем образуется термостойкий гелеобразный осадок, устойчивый к размыву и способный селективно повышать фильтрационное сопротивление в высокопроницаемой водонасыщенной части пласта.

Внедрение данной технологии осуществлено в 2009 году на Приразломном месторождении. Технологическая эффективность в целом по технологии для различных объектов составляет от 25 до 532 тонн на тонну Гивпана. Анализ внедрения показала, что средняя продолжительность эффекта составила 10 месяцев.

3.6 Технологии на основе неорганических гелевых и

осадкообразующих полимеров

КОМПОЗИЦИЯ « ГАЛКА »

Работы по внедрению технологии на основе композиции «Галка» были продолжены в 2009 году.

Физико-химическая сущность процесса создания барьеров для фильтрации воды в продуктивном пласте с помощью состава « Галка » в том , что под воздействием температуры продуктивного пласта ( 70 гр. по Цельсию и выше ) происходит химическое превращение компонентов с образованием геля гидрата окиси алюминия. При данной температуре карбамид в водной среде гидролизуется с образованием аммиака и двуокиси углерода по схеме :

2( NH2 )2CO + H2O = 4NH3 + 2CO2 .

Выделяющийся аммиак образует щелочную буферную систему ( рН = 9,0 - 10,5 ). При этом из хлорида алюминия образуется гель гидрооксида алюминия :

AlCl3 + 3NH3 + 3H2O = Al(OH)3 + 3NH4Cl .

Образующийся гель препятствует фильтрации воды в водонасыщенной части пласта и приводит к перераспределению фильтрационных потоков, выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин. При этом дополнительным положительным эффектом является то , что образующийся диоксид углерода повышает подвижность нефти в пористой среде.

В итоге можно отметить что всего по данной технологии на 1.1.99 год обработано 59 нагнетательных скважин . Анализ результатов показывает, что средняя технологическая эффективность , в целом составила от 78 до 870 тонн на тонну «ГАЛКИ». В 2009 году Уфимским филиалом ЮганскНИПИнефть совместно с институ-том НИИ « Нефтеотдача » ( г. Уфа ) при согласовании с разработ-чиком были продолжены работы по разработке зимней товарной формы композиции « ГАЛКА ». было охвачено 26 нагнетательных скважин. Оценка эффективности внедрения показала, что дополни-тельная добыча нефти только за 2009 год составила 9,0 тыс.тонн.

3.7 Анализ результатов внедрения технологии ликвидации

солеотложений

Эксплуатация нефтяных месторождений находящихся на поздней стадии разработки сопряжена с отложениями минеральных солей, как в наземном , подземном оборудовании, так и в призабойной зоне пласта. Процесс солеобразования во многом определяется химическим составом попутно добываемой воды и их стабильностью.

В связи с этим работы по борьбе с отложениями солей должны проводиться на тех объектах где водная среда отличается повышенной нестабильностью (содержание бикарбоната кальция больше его равновесного значения ). Работы по данной технологии в 2009 году проводились только на месторождениях НГДУ « Майскнефть ». Всего по данной технологии работы проведены на 13 скважинах , причем на 3 скважинах ОПЗ проведено с химреагентами , поступившими по Кредиту Мирового Банка. Закачено 845 куб. метров растворов реагентов . Затраты на обработку составили 736,4 отметить , что основная цель данных обработок является ликвидация солеотложений и как следствие этого увеличение межремонтного периода работы скважин, в результате которого и образуется дополнительная добыча нефти. Дополнительная добыча нефти составила более 3,0 тыс.тонн.

3.8 Анализ результатов внедрения комплекса геолого-технических

мероприятий

Данное направление предусматривает проведение комплекса текущих геолого-технических мероприятий на скважинах ( СКО, ГКО, КОП-1, углубление забоя ) целью которых является интенсификация добычи нефти. Всего по данному направлению на месторождениях ОАО « ЮНГ » в 2009 году проведено 732 скважино-операций и получено дополнительно 357,237 тыс.т нефти.

Анализ данных обработок показал что обычные СКО, ГКО являются малоэффективными, но для более полной выработки запасов необходимо проводить эти мероприятия , постоянно совершенствуя технологию.

3.9 Анализ результатов внедрения технологии комплексной

обработки ПЗП в нагнетательных скважинах

В последние годы на месторождениях ОАО « ЮНГ » широко используется технология комплексной обработки ПЗП нагнетательных скважин ( КОПЗП ), позволяющая восстановить или увеличить их приемистость , что приводит в конечном итоге к увеличению дебита реагирующих добывающих скважин. Такая проблема в особенности актуальна на низкопроницаемых и малодебитных участках высокопродуктивных месторождений. Последовательность работ при осуществлении комплексной ОПЗ пласта заключается в предварительном воздействии нефтяным растворителем, соляной или глинокислотой с последующей промывкой растворами ПАВ. В последние годы на низкопроницаемых коллекторах практикуется вариант КОПЗ - направленное кислотное воздействие , при котором осуществляется предварительная изоляция высокопроницаемых водопринимающих интервалов с последующим комплексном воздействием по традиционной схеме. Работы по данной технологии в 2009 году проводились на семи месторождениях. Всего за отчетный период обработана 81 нагнетательная скважина, в том числе по Приразломному месторождению ( наибольшее количество скважино-опе-раций ) 30 скважин. Всего с начала обработок дополнительно добыто более 11,0 тыс.тонн нефти.

3.10 Анализ результатов обработки ПЗП добывающих скважин

Обработка ПЗП добывающих скважин хим.реагентами - традиционный метод интенсификации притока нефти из продуктивного пласта. Данный вид обработок применяется на скважинах малодебитного, низко- и среднеобводненного фонда. Физико-химическая сущность методов интенсификации отбора нефти путем ОПЗ добывающих скважин заключается в восстановлении или увеличении их продуктивности путем воздействия на ПЗП различными реагентами - растворителями , кислотами и т.д.

Данные обработки проводились с целью восстановления продуктивности скважин, загрязненных асфальто-смолянистыми отложениями и водонефтяными эмульсиями. Обработки заключались в закачке в ПЗП растворителей Нефрас А 120/200, Нефрас А 150/330, Нефрас С4 120/240 или их смеси. Всего за 2009 год обработано 30 добывающих скважин. Дополнительная добыча составила более 16,0 тыс.тонн нефти.

3.11 Анализ результатов внедрения гидродинамических методов

повышения нефтедобычи

В настоящее время применение гидродинамических методов заключается в том что по некоторым месторождениям осуществляется циклическая закачка , связанная с сезонным изменением объемов закачиваемой воды в несколько раз или изменением фильтрационных потоков в результате отключения нерентабельных высокообводненных скважин.

За счет ГТМ повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях ОАО « ЮНГ » дополнительная добыча нефти в 2009 году составила 235,754 тыс.т нефти . Необходимо отметить что дополнительная добыча носит чисто оценочный характер поскольку, во-первых алгоритм расчета допускает некоторую погрешность технологического эффекта, во-вторых, не исключена вероятность наложения эффекта от проведения других ГТМ.

3.12 Гидроразрыв пласта

Гидроразрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных методов интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов и увеличения выработки запасов нефти. Гидроразрыв широко используется как в отечественной, так и зарубежной практике нефтедобычи.

Значительный опыт ГРП уже накоплен на Приразломном месторождении. Анализ, выполненных на месторождении ГРП, указывает на высокую эффективность для месторождения данного вида интенсификации добычи, несмотря на существенные темпы падения дебита после ГРП. Гидроразрыв пласта в случае с Приразломным месторождением является не только методом интенсификации добычи, но и увеличения нефтеотдачи. Во-первых, ГРП позволяет подключить недренируемые запасы нефти в прерывистых коллекторах месторождения. Во-вторых, данный вид воздействия позволяет отобрать дополнительный объем нефти из низкопроницаемого пласта АС12 за приемлемое время эксплуатации месторождения.

Таким образом, ГРП следует рассматривать основным способом интенсификации добычи на Приразломном месторождении.

3.13 Анализ результатов внедрения глубокопроникающего

гидравлического разрыва пласта

Применение ГРП на ранней стадии разработки месторождений содержащих запасы в низкопроницаемом пласте является наиболее эффективным средством улучшения технико-экономических показателей разработки. Для некоторых месторождений ОАО « ЮНГ » , таких как Приразломное, Приобское, Мало-Балыкское и Средне-Асомкинское , использование ГРП является единственно возможным условием для добычи нефти в объемах предусмотренных проектными документами. Массовое применение ГРП на место-рождениях ОАО « ЮНГ » началось в 1989 году. На начало 2010 года общее количество ГРП проведенных в ОАО « ЮНГ » составило 2235. Подобных показателей нет ни в одной нефтедобывающей компании Российской Федерации.

За 2009 год на месторождениях ОАО « ЮНГ » произведено 120 ГРП. Из них 35 ГРП на углеводородной основе и 85 на водной основе. Работы проводились совместным предприятием ЗАО « ЮганскФракмастер ».

В 2009 году продолжились работы по обработке скважин методом ГРП из фонда УБР и последующей сдачей НГДУ. Всего по ОАО « ЮНГ » было обработано 60 скважин из фонда УБР.

Из скважин обработанных методом ГРП в 2009 году было получено дополнительно 712,958 тыс.тонн нефти. Всего из скважин обработанных методом ГРП за период 1989-2009 гг. в 2009 году , дополнительно добыто 6621,851 тыс.тонн нефти.

При производстве ГРП ЗАО « ЮФМ » применяло жидкости собственного производства , как на дизельной основе ( ОГ-10 ), так и на водной основе ( АМ-12 ). Для загеливания жидкостей на углеводородной основе кроме базовой жидкости применяется трехкомпонентный химический состав , а для загеливания жидкостей на водной основе этот реагент включает себя семь компонентов.

Расклинивающий материал ( проппант ) применялся с учетом геолого - технологических особенностей месторождений . ЗАО «ЮФМ» использовала проппанты в основном двух видов :

- « Карбо-Лайт 20/40 » ;

- « Суперпроп 16/30 » ;

Наиболее широко применялся проппант « Суперпроп 16/30 ». Проппант 16/30 имеет улучшенные прочностные характеристики но требует плавного наращивания концентрации, так как при агрессивном графике закачки возникают дополнительные потери давления в интервале перфорации.

Наиболее качественные и количественные показатели в 2009 году были достигнуты на Приразломном месторождении : 32 скважино-операции ГРП и 326,315 тыс. тонн дополнительно добытой нефти.

ТАБЛИЦА № 3.1

Средняя цена ГРП по НГДУ ,ОАО « ЮНГ », тыс.руб.( без НДС )

НГДУ	Стоимость одной скважино-оперции.
1	2
« МАМОНТОВНЕФТЬ »	978,9
« МАЙСКНЕФТЬ »	1068,6
« ПРАВДИНСКНЕФТЬ »	1014,6
ДОМНГ	1049,4

Средние цены по ЗАО « ЮФМ » сложились из цен на скважины фонда НГДУ и УБР.

По предварительным результатам работы скважин, на которых использовались жидкости на углеводородной основе, экономия за счет применения ГРП на водной основе составила 5,467 млн. рублей, а большого отличия в средних дебитах по месторождениям в целом не наблюдалось. Поэтому , как один из методов сокращения затрат на ГРП в 2010 году на месторождениях ОАО « ЮНГ » рекомендуется проведение всех ГРП на водной основе . При этом периодически будет проводиться сравнительны анализ работы скважин после ГРП на различных основах.

Предлагается для снижения затрат на 2010 год использование материалов заказчика при проведении ГРП, приобретенных у Российских производителей, т.к. расценки получаемые подрядчиком , хим. реагенты и проппант из США и Канады , формируются исходя из затрат на приобретение, доставку и таможенную очистку.

3.14 Анализ результатов внедрения ФХМ на месторождениях

НГДУ « ПРАВДИНСКНЕФТЬ »

За отчетный период силами ООО « НХС » на месторождениях данного НГДУ проведено 68 скважино-операций, в том числе на нагнетательном фонде - 2 скважин обработаны потоко-отклоняющими технологиями , 39 скважин - КОПЗ, и 19 - растворителями НЕФРАС. На 8 скважинах проведены индикаторные исследования ( КИИ ).

За отчетный период по НГДУ при затратах на внедрение МУН 7,029 млн.руб дополнительно добыто 170,327 тыс.тонн, в том числе за счет потокоотклоняющих технологий - 62,262 тыс.тонн, КОПЗ нагнетательных скважин - 99,723 тыс.тонн и ОПЗ НЕФРАСом - 8,342 тыс.т. Сравнительно высокая доля ( 58 % ) дополнительно добытой нефти за счет КОПЗ нагнетательных скважин объясняется особенностью геологического строения месторождений ( в т.ч. Приразломное, Лемпинское , Правдинское ), характерным для которых являются низкие коллекторские свойства продуктивных пластов ( это вызывает необходимость проведения работ по восстановлению и повышению приемистости нагнетательных скважин ).

ТАБЛИЦА №3.2(а)

КОЛИЧЕСТВО ПРОВЕДЕННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ОАО « ЮНГ », за 2009 год.

НГДУ	Физико-химические методы	ГРП	ИТОГО
	ПОТОКО-ОТКЛО-НЯЮЩИЕ	КОПЗ	НЕФТЯНЫЕ РАСТВО-РИТЕЛИ	ЛИКВИДАЦИЯ СОЛЕОТЛО-ЖЕНИЙ	КГТМ (СКО,ГКО)	ВСЕГО ПО ФХМ
ЮН	63	1	--	--	312	376	0	376
МН	49	24	11	13	80	278	47	325
ПН	2	39	19	--	72	132	48	180
МН	10	--	--	--	265	275	4	279
ДОМНГ	--	17	--	--	3	20	21	41
ЮНГ	124	81	30	13	732	1081	120	1201

ТАБЛИЦА № 3.2(б)

ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ ОТ ПРОВЕДЕНИЯ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ НЕФТЕДОБЫЧИ ПО ОАО « ЮНГ », за 2009 год.

НГДУ	Физико-химические методы	Гидро-дина-мические методы	ГРП	ИТОГО
	ПОТОКО-ОТКЛО-НЯ-ЮЩИЕ	КОПЗ	НЕФ-ТЯНЫЕ РАСТВО-РИТЕЛИ	ЛИКВИ- ДАЦИЯ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ	КГТМ (СКО,ГКО)
ЮН	237,02	5,3	--	--	151,78	--	868,4	1272,0
МН	36,84	27	7,93	3,01	25,621	--	2048,7	2201,2
ПН	62,26	99	8,34	--	127,47	45,968	2862,4	3208,2
МН	251,9	--	--	--	44,159	189,786	139	624,82
ДОМНГ	--	7,8	--	--	8,202	--	701,29	717,37
ЮНГ	587,99	140	16,27	3,01	357,24	235,754	6621,8	8023,5

3.15 Анализ текущего состояния разработки

Приразломного месторождения

Анализ фактических и проектных показателей разработки представленный в таблице 3.2. показывает, что добыча нефти в 2010 году выше проектной на 1,5%, существенно отстаёт добыча жидкости, что можно объяснить завышенными темпами обводнённости, принятыми при проектировании, ниже проектных действующий нагнетательный фонд скважин и объёмы закачки воды, хотя компенсация отбора жидкостью существенно превышает норму-100%.

Динамика технологических показателей разработки и проводимые работы по интенсификации добычи нефти и исследованию скважин позволяют отметить следующее:

1.Длительная разработка центрального участка подтверждает низкую продуктивность скважин, что в первую очередь связано со слабыми фильтрационными свойствами песчаников пласта БС_4-5, плохой отсортированностью песчаного материала, его заглинизированностью, особенно прослоев небольшой толщины до 2 метров.

2. При первичном и вторичном вскрытии продуктивных пластов возможно допускались загрязнение призабойной зоны пласта, снижалась её проницаемость. Это в определённой степени подтверждается эффективностью ГРП. Необходимо усилить контроль за параметрами промывочных жидкостей при бурении скважин и вызове притока из пластов при их освоении, с привлечением новых технологий для скрытия нефтенасыщенных коллекторов.

3. ГРП можно рекомендовать для работ в призабойной зоне добывающих скважин с ограниченным размером трещин до 15-10 м, так как более глубокие трещины могут привести к существенному снижению коэффициента нефтеотдачи при водонапорном режиме разработки, из-за подхода воды по трещинам к добывающим скважинам, преждевременно их обводнить, что приведёт к большим затратам по извлечению обводнённой продукции, без воздействия на нефтевытеснение поровой матрицы пласта, содержащей основные запасы нефти. При разработке на режиме истощения ГРП может повысить эффективность разработки и нефтеотдачу.

4. Для вовлечения в более активную разработку низкопродуктивных пластов, особенно при изменение забойного давления в процессе увеличении обводнённости продукции, целесообразно увеличить максимально депрессию на пласт до снижения забойного давления, близкому к давлению насыщения.

5. Вызывают сомнения большие объёмы закачанной воды в пластовых условиях по сравнению с отбором жидкости. При том отсутствие резкого роста обводненности можно принять за более равномерный фронт нефтевытеснения в пласте.

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Повышение нефтеотдачи пластов

Основным методом повышения нефтеотдачи пластов по Приразломному месторождению - это гидроразрыв пласта. В 2009 году проведено 28 гидроразрывов пласта силами ЮганскФракмастер. Дополнительная добыча составила 68,8 тысяч тонн нефти.

В 2009 году были проведены работы по увеличению нефтеотдачи пластов физико-химическими методами «соляно кислотная обработка и Нефрас» на 4 скважинах, дополнительная добыча составила 1,2 тысяч тонн.

За счёт проведения дострелов и приобщений на 11 скважинах дополнительная добыча нефти составила 6,5 тысяч тонн.

Проведена комплексная обработка призабойной зоны «КОПЗ» в 12 нагнетательных скважинах, силами ЮНПХ.

Гидроразрыв пласта.

Идея гидравлического создания трещины в продуктивной зоне для повышения её производительности была разработана в 20-х годах Р.Ф.Фаррисом. Эту концепцию он разработал на основе изучения давления, с которыми встречаются при задавливании цемента, нефти и воды в пласт. Компания «Халлибертон» приобрела лицензию на этот процесс в 1949 году осуществила первые коммерческие обработки скважин, методом гидроразрыва, «значительно» подняв продуктивность двух скважин. Метод получил признание. В настоящее время от 35% до 40 % скважин подвергаются обработке методом ГРП, а в США, где этот метод получил самое широкое распространение, запасы нефти возросли на 25%-30%.

Гидравлический разрыв пласта представляет собой закачивание жидкостей с такой производительностью и под такими давлениями, которые достаточны для разрыва породы с идеальным формированием трещины с двумя «крыльями» одинаковой длины по обеим сторонам ствола скважины. Если закачивание будет прекращено, после формирования трещины упадёт и трещина закроется, не дав никакой дополнительной проводимости.

Чтобы сохранить открывшуюся трещину, нужно либо использовать кислоту, чтобы она разъела её поверхности, не дав им плотно сомкнуться, либо забить трещину проппантом (расклинивающим материалом - обычно это песок), чтобы удержать её в открытом состоянии. Настоящая работа посвящена последней методике.

Давление, производимое буфером, даёт начало трещине и служит причиной её распространения. Раствор помогает удлинить трещину и перенести проппант дальше. Постепенно трещина заполняется до тех пор, пока проппант не набивается в её оконечности.

Моделирование геометрии гидроразрыва.

Необходимость понимания гидроразрыва дала толчок развитию основной механики пород. Главные открытия были сделаны в1957 году Хуббертом и Уиллисом. Ими было показано, что трещинноватости в недрах обычно располагают не горизонтально, а вертикально. Они аргументировали это тем, что поскольку трещина является плоскостью разделения породы, то порода будет открываться в направлении сопротивления. В глубине большинства продуктивных зон горное давление вызывает наибольшее напряжение, а потому направление наименьшего сопротивления - горизонтальное.

Главной задачей механики пород является прогнозирование высоты, длины и ширины трещины при данной производительности закачивания, его продолжительности и расходе жидкости. Для такого прогноза необходима модель распространения трещины в породе.

В настоящее время имеется целый ряд моделей, составляющих широкий их ассортимент от двухмерных до псевдотрёхмерных и полнотрёхмерных. Основное различие между двухмерном и псевдотрёхмерным, трёхмерным моделированием заключается в том, что в двухмерных моделях высота трещины фиксирована, либо устанавливается равной длине, (то есть полукруглая форма) в то время как высота, длина, ширена трещины в псевдотрёхмерных и трёхмерных моделях могут в некоторой степени варьироваться независимо друг от друга. Двухмерные модели уже существуют около 30 лет, трёхмерные - около 10лет. Возросшая за последнее время мощность ЭВМ сделала трёхмерное моделирование обыденным делом при проектировании гидроразрывных работ. Применение полнотрёхмерных моделей ограничено, так как их расчёт занимает много времени, однако будущее - за ними.

В 2-х моделях высота разрыва принимается постоянной вдоль всей его протяжённости. Высота обычно очерчивается литологическими границами. Затем вычисляются длина и ширина с помощью высоты (которую можно рассчитать с использованием данных акустического каротажа в сочетании с моделированием механики разрыва и пластичности), модуля Юнга, вязкости жидкости, а также времени фильтрации. В радиальной модели длина и высота трещине одинаковы и могут меняться одновременно.

Трёхмерный подход более реалистичен, так как высота разрыва определяется не столько литологией, сколько вертикальными вариациями в величине главных наименьших напряжений, которые часто (но не всегда) соответствуют литологическим элементам. (Чем больше вертикальный контраст в наименьших основных напряжениях, тем лучше вмешается высота).

Появление трёхмерных моделей не сказалось на актуальности двухмерных. Двухмерные модели хорошо работают там, где:

· Трещина разрастается в породе с однородными напряжениями механическими свойствами таким образом, что её высота не велика по сравнению с мощностью слоя породы. В этом случае больше подходит использование радиальной модели.

· Высоки контрасты напряжений между продуктивным слоем и соседними формациями и эти контрасты соответствуют литологическим границам. В этой ситуации уместны 2-е модели, в которых высота принимается за постоянную величину.

В отсутствие этих условий применение двухмерных моделей требуют расчёта высоты разрыва на основе опыта и значений пользователя. Последствия недооценки высоты разрыва могут быть от катастрофических до неприятных, с которыми, тем не менее, можно справится. Трещина может пойти в газонасыщенное или водонасыщенное ответвление. Что чревато разрушением скважины. Занижение прогноза высоты разрыва ведёт к завышению его длинны, так как при заданной производительности закачивания неожиданное удвоение высоты уменьшает длину почти на 50% в зависимости от фильтрации.

Анализ работ скважин после ГРП

Здравый смысл подсказывает, что идеальной перфорирование должно располагаться в плоскости перпендикулярной направлению минимального напряжения. Эта перфорация самым непосредственным образом взаимодействует с вызванным разрывом, сводя минимуму перепад давления в околоскважинном пространстве. Другие перфорации, вероятно, соединяются с разрывом опосредованно, если вообще они связаны. Но вследствие того, что азимут разрыва обычно неизвестен, и ввиду того, что не всегда есть в наличии выстраиваемые в линию перфораторы, обычно используют традиционные перфораторы, стреляющие под плотно размещёнными углами на все 360⁰ С.. Чем меньше угол (базирование) между перфорациями, тем больше шансов получить больше отверстий вблизи идеальной плоскости или в ней самой. Однако уже давно проводились крупномасштабные эксперименты с целью оценки взаимоотношения между перфорациями и гидравлическими разрывами.

В Шлюмберже применили полноразмерные перфораторы на стальной обсадной колонне, в цементированной в блоки песчаника, помещенные в камеру трехосного напряжения. Они выполнили ряд наблюдений относительно взаимоотношений между ориентацией перфорирования и направлением напряжения. Они обнаружили, что трещины инициируются от стенки ствола скважины в оптимальном направлении гидроразрыва от перфораций, лежащих ближе всего к этому направлению, либо от того и от другого. Трещины не стремятся к формированию у прочих перфораций.

Наилучшее взаимодействие между перфорацией и разрывом получается тогда, когда перфорации располагаются в пределах 10-о минимального горизонтального напряжения. Это означает что перфорации, оптимально не ориентированные, могут привести к большому перепаду, давления либо к образованию проппантоной перемычки, когда буферная жидкость и раствор протекают из затрубного пространства в трещину. Как ожидается, максимальное число перфораций во взаимосвязи с разрывом получают при помощи перфоратора, имеющего возможный наименьший угол между зарядами.

Другая находка касается производительности закачки и вязкости предбуферной жидкости, когда жидкость низкой вязкости иногда закачивается до буферной жидкости. Уже давно признано, что предбуферная жидкость может повышать поровое давл6ение и тем самым понижать давление, инициирующее разрыв. Чем ниже давление инициации, тем ниже требуемое давление. нефть добыча месторождение

Отделив блоки песчаника, обнаружили, что медленная закачка предбуферной жидкости с низкой вязкостью производит другой эффект: она увеличивает число трещин, инициированных у субоптимально выстроенных перфораций. Больше работы требуется для того, чтобы определить, понижают ли субоптимально выстроенные трещины перепад давления у скважины, который должен улучшить приток.

Улучшение качества оценки результатов гидроразрыва

Проектировку гидроразрыва можно рассчитать более точно, тщательно оценив послеоперационные результаты: прошла ли работа по плану, остается ли план работы и лежащие в его основе переменные величины в силе.

Расчет после проведения разрыва требует испытаний на сброс и восстановление давления, при котором определяется скин-фактор разрыва и соответствие фактической длины и его проводимости запланированным. Это испытание не является обычной процедурой, потому что операционный персонал с нежеланием относится к остановке работ на 10-14 дней, необходимых на восстановление давления. Однако на некоторых месторождениях эта практика уже становится более обычной. Например, на месторождении « Бритиш Петролеум» Рэвенсперн Саут в английском секторе Северного Моря на первых шести разведочных скважинах была осуществлена широкая программа по сбору данных и их анализу. Программа эта включала в себя испытание скважин после гидроразрыва, каротаж и регистрацию забойных давлений в процессе выполнения работ. Программа помогла оптимизировать проект гидроразрыва на остальной части месторождения, что привело к значительному уменьшению требуемого числа скважин.

Типичной проблемой является то, что анализ переходного давления после обработки показывает трещину более короткой, чем это указывается объемом и фильтрацией закаченной жидкости. Для этого разночтения может быть несколько причин. Наиболее обычной причиной, однако, является то, что большинство моделей оценки после разрыва допускают идеальные условия коллектора - однородные и изотропные пласты, однообразная ширина и проводимость разрыва, а также отсутствие скинового загрязнения.

Чтобы освободится от допуска идеальные условия коллектора, «Шлюмберже» внесла некоторые усовершенствования в программе ЗОДИАК. Данная программа улучшает качество оценки, учитывая вариации в проводимости разрыва и ширине вдоль его протяжённости, анизотропию того, они не увязывают высоту разрыва с мощностью слоя, использует псевдотрёхмерный подход, дающий вариации по расклиненной высоте и ширине при анализе.

В сравнении с традиционным анализом переходного давления после обработки данная программа потребляет на 10%-15% больше компьютерного времени при рабочих станций типа SUN или VAX. В будущем она сможет моделировать влияние границ коллектора высокоскоростного потока на длину разрыва оценку проводимости. Влияние границ коллектора часто наблюдается при длительных испытаниях переходного давления. Это влияние можно использовать для расчёта площади и конфигурации области дренажа скважины.

Граница разрыва: Механика пород

На сегодняшний день центр противоречий в вопросе гидроразрыва лежит в области фундаментальной концепции, называемой энергетической плотностью разрыва, то есть удельной энергии, рассеиваемой в результате роста трещин. Согласно установившемуся мышлению, энергетическая плотность трещин есть материальное свойство, независимое от её размеров. Суть вопроса заключается в энергии, рассеянной в оконечности трещины, которая считается весьма небольшой зоной. Согласно другой научной школе, возглавляемой исследователями компании «ШЕЛЛ» энергетическая плотность не является материальным свойством и возрастает она с ростом размера трещины. Согласно этой точке зрения плотность трещины - это высвобождение энергии не в области её оконечности, а внутри большой зоны необратимых деформаций вокруг этой оконечности. Полагают, что объём этой зоны, увеличивается с ростом трещины. Эти две точки зрения дают различные толкование причин создания ширины разрыва, которая имеет непосредственное отношение к чистому давлению (давление распространения разрыва минус давление его закрытия).

Шкала, утверждающая зависимость от размера, доказывает, что ширина разрыва - больше и лишь слегка зависит от вязкости разрывной жидкости, т.е., что чистое давление не чувствительно к вязкости. Это объясняется тем, что чистое давление для того, чтобы преодолеть большую зависимую размера трещины плотность, создаёт ширину, достаточно для того, чтобы пренебречь влиянием вязкости потока. Считается общепринятым, что вследствие того, что энергетическая плотность не зависит от размера и имеет традиционную величину, градиенты давления от вязкости потока преобладают над влиянием плотности и трещиноватостью, и создают меньшие по размеру трещины, чем трещины, моделируемые методикой школы « зависимости энергетической плотности от размера разрыва».

Следовательно, эти две школы предлагают разные методики расчета длины трещины и необходимого объема буферной жидкости. Школа «зависимости энергетической плотности от размера» утверждает, что установившаяся точка зрения недооценивает ширину и, следовательно, переоценивает длину разрыва данного объема. Это происходит оттого, что чистое давление ( в соответствии с установившейся точкой зрения) определяется, главным образом, вязкостью, а не (как утверждает «размерная школа») вязкостью и возрастанием энергетической плотности. Согласно установившейся точке зрения, кажущаяся погрешность в оценке длины и ширины происходит не от зависимой от размера трещины энергетической плотности, а в результате использования неправильной геометрии разрыва или модели коллектора.

Другая область исследований касается допущения того, что порода ведет себя как упругая протяженная среда, означающая, что деформации при малой трещинноватости полностью обратимы. Имеются доказательства того, что пласты с высокой проницаемостью / пористостью могут быть упруго-пластичными, что означает, что они содержат некоторый компонент необратимых деформаций.

С ростом мощности ЭВМ, необходимых для решения уравнений непластичного поведения, которые неизмеримо сложнее уравнений пластичного поведения, становится возможной дальнейшая работа над этой проблемой. Явно выраженное непластичное поведение может сказаться на прогнозировании геометрии разрыва и на анализе данных его давления.

Граница разрыва: Наклонно- направленные скважины с большим углом наклона Полевой опыт работ с сильно наклоненными и горизонтальными скважинами демонстрирует возможность их обработки методом гидроразрыва, однако степень влияния гидроразрыва на их продуктивность пока еще не ясна. Опубликованной литературы о воздействии гидроразрыва на дебит наклонных скважин пока еще мало. Исследователи компании «Шелл» обнаружили, что в сравнении с вертикальными скважинами, от наклонных скважин можно ожидать снижения продуктивности. Это происходит оттого, что ось ствола может лежать не в выбранной плоскости гидроразрыва и пересекаться с ним лишь в пределах небольшого интервала коллектора. В результате ограничивается взаимодействие со стволом во время разрыва и падает давление, что проводит к ухудшению дебита. На месторождении «Бритиш Петролеум» Прадхоу Бей было обнаружено, что разрыв может отрицательно сказаться на продуктивности сильно наклоненных скважин. Тем не менее, все увеличивающееся число наклонных и горизонтальных скважин послужило толчком для разработок гидроразрывных моделей в этой области. На сегодняшний день проектировка гидроразрывных работ в таких скважинах большой частью берется «с потолка». Тем не менее, все же есть некоторые наблюдения, которые могут улучшить методику разработок гидроразрыва в наклонных скважинах:

Если перфорационные туннели, не расположенные перпендикулярно направлению минимального напряжения трещины, переориентируются в предпочтительном направлении. Если туннели, короткие по сравнению с занимаемым ими пространством трещины до того, как они соединятся, будут искривляться, что ведет к дальнейшему падению давления. Следовательно, длина перфораций должна составлять, по крайней мере от 1\3 до 1\5 перегородок между туннелями (от 10 до 15 см).

Перфорационные плотности должны быть 6 зарядов на фут при фазировании 60 градусов С и 36 зарядов на фут при нулевом фазировании.

Единичная, но большая трещина более продуктивна, чем несколько маленьких, которые могут и не соединиться. Была построена эмперическая кривая, показывающая максимальный наклон ствола, позволяющий развитие единичной трещины. В своих наблюдениях они опирались на результаты исследований в процессе которых они зацементировали блок породы и затем приложили к нему нагрузку. Работы показывают, что если к блоку приложить нагрузку, а затем зацементировать обсадку, то геометрия разрыва будет уже другой.

В настоящее время разрабатывается методика построения трехосного сейсмического изображения ствола скважины - прослушивание закрытия трещины с трех направлений. Это будет ценным инструментом для разработки моделей распространения трещин. И все же самым слабым звеном в этих моделях является определение величин напряжения. Надежное измерение напряжения с помощью экономичной практичной методики дало бы необходимые данные для разработки модели распространения трещин.

На сегодняшний день трехмерные модели помогают создать упрощенные модели для использования в текущей работе. Тщательные расчеты после обработки помогают инженеру повысить точность проектировки гидроразрыва, извлекая максимум из простейших подходов. Завтра возросшая мощность ЭВМ позволит рассчитать трещину с различными величинами высоты и ширины, доступными для полевых инженеров.

Усовершенствованные рабочие жидкости для ГРП и улучшение экономических показателей скважин

Гидроразрыв пласта представляет собой одну из сложнейших операций в нефтегазодобывающей промышленности. Эта методика уже около 50 лет применяется во всем мире с целью увеличения продуктивности скважин. Жидкость закачивается в скважину под таким давлением и с таким расходом, которые достаточны для того, чтобы разорвать породу и создать про обе стороны ствола две направленные в противоположенные стороны трещины протяженностью до 305 м или более. Для удержания трещины в раскрытом состоянии при прекращении закачки и снижении давления она набивается переносными рабочей жидкостью частицами песка или керамики (называемыми проппантом). Что определяет эффективность трещины? Это:

Надежность и экономичность ее создания;

Максимальное повышение продуктивности скважины;

Ее проводимость и долгосрочная стабильность.

Широко используемые жидкостные системы для гидроразрыва

Полимерные растворы на водной основе

Натуральная кизельгуровая смола (может быть сшита для повышения вязкости)

Карбоксиметил (НРG ) (может быть сшит для повышения вязкости)

НЕС

Карбоксиметил НЕС (может быть сшит для повышения вязкости)

Полимерные эмульсии на водно-нефтяной основе

2/3 углеводорода (нефтяной дистиллят, дизтопливо, керосин, неочищенная нефть) + 1/3 полимерного раствора на водной основе (обычно кизельгур или НРG )

Загущенные углеводороды

Нефтяной дистиллят, дизтопливо, керосин, неочищенная нефть

Загущенный спирт (ментол )

Загущенный СО₂

Загущенная кислота (H_cl)

Водяные пены

Водяная фаза - кизельгур, растворы НРG

Газовая фаза - азот, СО₂

Типичные функции (типы ) присадок, применяемых в жидких

системах для ГРП

Противопенные агенты

Агенты контроля бактерий

Брейкеры для уменьшения вязкости

Буферы

Агенты стабилизации глины

Сшивающие или хелатные агенты (активаторы )

Пеноудалители

Деэмульгаторы

Диспергирующие агенты

Эмульгаторы

Потокооткланяющие или потокоблокирующие агенты

Агенты контроля потери жидкости

Пенообразующие агенты

Агенты уменьшения трения

Замедлители гипса

Агенты контроля водородного показателя

Замедлители парафина

Связывающие агенты

Замедлители осадка

Поверхностно-активные вещества

Агенты температурной устойчивости

Агенты контроля водяных пробок

Жидкости и присадки для ГРП

Функции жидкостей в ГРП

Цель жидкостей- двойная: расклинивание и расширение разрыва гидравлически и подача и распределение проппанта по разрыву.

Жидкости, выбранные для работы могут значительно влиять на конечную длину разрыва, его проходимость и стоимость работ.

Качества жидкости сильно влияют на распространение разрыва и распространение и размещение агентов. Жидкости, быстро вытекающие в образование, имеют низкую эффективность в гидрорасклинивании и расширении разрыва. Утечка жидкости может отразиться и в не желаемой концентрации осадка в разрыве. Достаточная вязкость жидкости регулирует внутреннее давление в разрыве. Достаточная вязкость жидкости регулирует внутреннее давление в разрыве и характеристики переноса проппанта. Ниже приведены некоторые из предпочитаемых характеристик жидкостей для большинства разрывов:

1. низкая потеря жидкости (для получения необходимого проникновения с минимальными объёмными жидкости).

2. достаточная эффективная вязкость для создания необходимой ширины разрыва и для подачи и распределения проппанта в разрыв по потребности.

3. отсутствие излишнего трения в разрыве.

4. хорошая температурная устойчивость в обрабатываемом образовании.

5. хорошая стабильность сдвига.

6. минимальные вредные влияния на проницаемость образования.

7. минимальный эффект закупоривания в проходимости разрыва.

8. низкие потери на трение в трубе.

9. хорошие показатели разрыва после обработки образования.

10. хорошие очистка и поведение противотока после обработки.

11. низкая стоимость.

Жидкие системы

Многие различные типы жидкостей имеются в настоящее время в наличии для проведения ГРП. Целью данной главы не является углубление в детали качества этих жидкостей; все о чем здесь идет речь- общего характера. Для получения детальной информации нужно обращаться к публикациям инженерных данных и данных лабораторных исследований, относящихся к условиям, в которых находилась жидкость во время ГРП

В добавление к основной жидкости, имеется много присадок, выполняющих различные функции. При создании системы нужно руководствоваться следующими соображениями:

1. Температура образования, жидкостно-температурная кривая, продолжительность разрыва.

2. Задаваемый объем обработки и мощность закачки.

3. Тип образования (песчаник или известняк )

4. Возможные потребности контроля потери жидкости.

5. Чувствительность образования к жидкостям.

6. Давление.

7. Глубина.