1

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА I. ХАРАКТЕРИСТИКА ПРИРАЗЛОМНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ПУНКТ 1. Географо-экономические сведения

ПУНКТ 2. Геологическая характеристика месторождения

ПУНКТ 3. Гидрогеологическая характеристика

ПУНКТ 4. Нефтегазоносность

ПУНКТ 5. Классификация работ направленных на повышение нефтеотдачи

ГЛАВА II. МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА ПРИРАЗЛОМНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

ПУНКТ 1. Химические методы воздействия на призабойную зону пласта

ПУНКТ 2. Физическо-химические методы воздействия напризабойную зону пласта

ПУНКТ 3. Тепловые методы воздействия на призабойную зону пласта

ПУНКТ 4. Механические методы воздействия на пласт

ГЛАВА III. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА НА ПРИРАЗЛОМНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

ПУНКТ 1. Технология проведения гидроразрыва пласта

ГЛАВА IV. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ПРИРАЗЛОМНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ПУНКТ 1. Результаты внедрения физико-химических методов увеличения добычи нефти

ПУНКТ 2. Технологии на основе термостойких полимеров

ПУНКТ 3. Технологии на основе неорганических геле- и осадкообразующих полимеров

ПУНКТ 4. Резюме на применение потокоотклоняющих технологий

ПУНКТ 5. Анализ результатов внедрения технологий по ликвидации солеотложений

ПУНКТ 6. Анализ результатов внедрения комплекса геолого- технологических мероприятий

ПУНКТ 7. Анализ результатов внедрения технологии комплексной обработки призабойной зоны пласта в нагнетательной скважине

ПУНКТ 8. Анализ результатов внедрения призабойной зоны пласта в добывающей скважине нефтяными растворителями

ПУНКТ 9. Анализ результатов внедрения гидродинамических методов повышения нефтедобычи

ПУНКТ 10. Результаты внедрения глубокопроникающего гидравлического разрыва пласта

ПУНКТ 11. Анализ результатов применения физико-химических методов повышения добычи нефти на месторождениях ГДУ»ПН»

ГЛАВА V. ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА НА ПРИРАЗЛОМНОМ ЕСТОРОЖДЕНИИ

ПУНКТ 1. Технологическая часть

ПУНКТ 2. Экономическая часть

ГЛАВАVI. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

ПУНКТ 1. Условия трудовой деятельности и анализ опасных факторов на рабочих местах

ПУНКТ 2. Экологические проблемы и их решение на промыслах ОАО «Юганскнефтегаз»

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЯ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время на разрабатываемых месторождениях РОССИИ образовался большой фонд бездействующих скважин (около 40 000), ввод которых задерживается из-за отсутствия необходимых материально-технических средств. Это обстоятельство не только приводит к текущей потере в добыче нефти, но и изменяет проектные системы разработки месторождений, что в свою очередь ведёт к уменьшению конечной нефтеотдачи.

Оценки показывают, что сейчас РОССИЯ занимает III-е место в мире (после США и Канады) по уровню добычи нефти за счёт применения прогрессивных методов интенсификации нефтеот-дачи, что составляет около 9 млн. т/год (максимальная добыча равна 12 млн. т/год в 1990 - 1991 годах). Из них механические методы обеспечивают 59 % этого объёма. Так же нашей стране широкое применение получили химические методы, когда в США тепловые (63%), а в Канаде - тепловые и газовые (около 50 %).

За последние 30 лет методы увеличения нефтеотдачи пластов применялись в РОССИИ на 150 месторождениях, а в настоящее время только на 120 месторождениях. Возникает опасность резкого сокращения опытно-промышленных работ по испытанию методов нефтеотдачи пластов. Причём в первую очередь это относится к более»мощным»(обеспечивающим большой прирост нефтеотдачи) методам, которые, как правило, требуют использования дорогостоящих специальных технических средств (тепловые и газовые методы) и химических реагентов - полимеров, поверхностно-активных веществ, …. Преимущественное развитие начали получать более простые, менее»мощные»методы, не требующие для своей реализации значительных капитальных вложений и дефицитных реагентов. Примером может служить активно внедряемая на месторождениях Западной Сибири технология системного действия на пласт обеспечивающая за счёт определённой последовательности обработки скважин (специально подобранными растворами химических реагентов) увеличение на 2 % - 5 % нефтеотдачи пласта. За короткий срок применения этой сравнительно простой технологии вовлечено в разработку более 2 (млрд. т) балансовых запасов и дополнительно добыто свыше 10 (млн. т) нефти. Однако использование этой технологии не может кардинально решить проблему увеличения нефтеотдачи месторождений. Необходимо применять технологии, повышающие степень нефтеизвлечения не менее чем на 8 - 10 пунктов по сравнению с процессом обычного заводнения - это технологии гидродинамических методов воздействия на пласт, освоение комплексных технологий, обеспечивающих постоянный контроль за выработкой запасов нефти (такие модели строятся Научно-исследовательскими Нефте-газовыми Институтами).

ГЛАВА I. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ПУНКТ 1. ГЕОГРАФО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ СВЕДЕНИЯ

Приразломное месторождение расположено в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Месторождение занимает территорию, вытянутую в северном напра-влении, площадью около 2100 кв. км (см. приложения № 1).

Месторождение находится в окружении таких уже известных крупных месторождений, как Салымское, Западно - Салымское, Правдинское, Приобское, Мало - Балыкское и др., запасы которых утверждены ГКЗ и разрабатываются. Широко развита система, как магистральных линий (к югу от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровода Усть - Балык - Омск), так и внутри промысловых трубопроводов.

Район месторождения представляет собой слаборасчленённую равнину, абсолютные отметки которой изменяются от 32 до 79 м. Значительную часть занимают болота. Отмечается общий наклон рельефа в северном направлении к реке Обь.

Гидрографическая сеть района работ представлена значительным количеством рек. В северной части площадь работ ограничивается рекой Обь с её многочисленными левобережными протоками, из которых к наиболее крупным относятся: протока Большая Юганская, протока Горная, протока Большая Салымская и другие. Охваченная ими территория образует пойменную часть, которая кроме перечисленных проток изрезана более мелкими ручьями и протоками. В половодье эта территория обычно покрывается водой.

Основная часть месторождения пересекается такими крупными реками как Малый Салым и Большой Салым, которые текут в северном направлении и впадают в Большую Юганскую протоку. Реки имеют хорошо развитую систему притоков.

Западнее реки Малый Салым, на площади Приразломного месторождения, отмечается большое заболоченное пространство подковообразной формы, вытянутое в северо - западном направлении.

Из наиболее крупных озёр, расположенных на территории данного месторождения, можно выделить: Комсоутры - Пайтох (9 кв. км), Тывтай - Тох (4 кв. км), Покит - Нетох (2 кв. км) и другие.

Лесная растительность развита в поймах рек и ручьёв. Растительность представлена хвойным и смешанным лесом. На сухих и возвышенных участках местности произрастают сосновые и кедровые боры.

Для рассматриваемого района характерны подзолистые и глинистые почвы на сравнительно возвышенных участках, торфянисто - подзолисто - иловые и торфяные почвы - на заболоченных участках местности. Различные виды аллювия и песчано - гравийной смеси развиты в речных долинах и пойменных террасах.

В зависимости от рельефа, литологического состава почвы и ниже залегающих пород изменяется глубина залегания грунтовых вод (от 0,5 м до 15,0 м).

В пределах месторождения возможны зоны развития (залегания) многолетнемёрзлых пород. Мерзлотные зоны относятся к типу неустойчивых, погребённых с температурой от 0 до 0,5. Мощность их составляет 15 - 20 м, глубина залегания 140 - 180 м.

Климат зимой резко континентальный с продолжительной зимой и коротким жарким летом. Среднегодовая температура - 3,3 градуса (по Цельсию). Самый холодный месяц в году - январь (среднемесячная температура - 20 градусов), самый тёплый месяц в году июль + 17 градусов.

Годовое количество осадков колеблется от 400 до 450 мм, основная часть которых выпадает в летний и осенний периоды. Снежный покров держится около 200 дней и достигает мощности 1,5 м. Период ледостава начинается в конце в конце октября - начале ноября, ледоход начинается обычно в первой половине мая.

Вблизи Приразломного месторождения проходит железная дорога Тюмень - Сургут. Ближайшие железнодорожные станции: Пыть - Ях (10 км к востоку от месторождения) и Салым (58 км к юго - востоку).

Транспортировка крупногабаритных грузов осуществляется по железной дороге или по автодорогам постоянного пользования, в навигацию по воде или воздушным транспортом. В зимний период грузоперевозки осуществляются по зимникам.

ПУНКТ 2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Приразломное месторождение расположено в центральной части Западно - Сибирской низменности. Приразломная площадь является западным участком группы Салымских месторождений. Поисковое бурение на Приразломной площади ведётся с 1981 года. Площадь приурочена к малоамплитудным локальным поднятиям Салымской структуры III порядка.

В 1982 году в результате ипытания пласта БС 4-5 из скважины № 154 на Приразломной площади был получен приток нефти дебитом 4,8 куб. м в сутки на штуцере диаметром 2 мм. В разработку месторождение было введено в 1986 году и разрабатывается НГДУ»ПРАВДИНСКНЕФТЬ». Размеры залежи значительны и составляют 55,4 x 25-31 кв. км. Высота 182 м. По типу залежь литологически экранированная (основные геолого-физические характеристики горизонта БС_4-5 смотрите в приложениях №2).

На 1.01.99 года на балансе ОАО»ЮНГ»числятся 27 месторождений. В том числе активно разрабатываемые: Усть-Балыкс-кое, Солкинское, Южно-Сургутское, Восточно-Сургутское, Обинское, Фаинское, Мамонтовское, Ефремовское, Тепловское, Кудринское, Мало-Балыкское, Киняминское, Майское, Южно-Балыкское, Средне-Балыкское, Правдинское, Приразломное, Северо-Салымское, Салымское, Приобское, Угутское, Петелинское, Средне-Угутское, Западно-Угутское.

В 1998 году ОАО»ЮНГ»проводило поисково-разведочные работы на 19 лицензионных блоках, в том числе и на Приразломном месторождении. По окончанию которых получило определенные результаты в том числе по Приразломному месторождению: скважина 2022п бурится на востоке месторожде-ния с целью уточнения контура нефтеносности. Пробурено всего 294 метра горных пород. По ГИС пласты АС10, БС - вода по керну, БС-4 - нефть, КИИ-146 в интервале БС-6 2382-2435 метров, 2389-2404 метров Qж-726 куб.м / сут нефти - 10 % БС-9 2445-2486 метров Qж-162 куб.м / сут. нефти - 3-5 %. скважина закончена бурением, в ожидании испытания.

2.1 ЕМКОСТНО - ФИЛЬТРАЦИОННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА БС_4-5.

Коллекторские свойства песчано-алевролитовых пород пласта исследованы по керну из 19 разведочных скважин размещенных по площади месторождения относительно равномерно. Степени освещенности продуктивных интервалов пласта анализами керна характеризуются следующим показателем - на 0,4 метра толщины пласта приходится в среднем один анализ керна.

Статистическая характеристика емкостно-фильтрационных свойств пласта Приразломного месторождения в целом и раздельно для его монолитной и расчлененной частей приведены в таблице (см. ТАБЛ. № 2.1.). Эти данные говорят о том что коллекторы пласта БС_4-5 относятся к низкопроницаемым.

ТАБЛИЦА № 2.1.

Характеристика	БС4-5	Монолит	Расчлененная часть пласта
	пористость %	проницае-мость . 10 мкм2	пористость %	проницае-мость, . 10 мкм2	пористость %	проницае-мость, . 10 мкм2
1	2	3	4	5	6	7
Кол. операций	154	143	126	127	56	56
Среднее	17,5	14,0	17,6	15,3	17,2	11,3
Коэфф.вариации	0,07	1,13	0,07	1,16	0,08	1,25
Мин. значение	14,0	0,3	14	0,3	13,3	0,6
Макс. значение	20,0	86,5	20,0	86,5	19,7	53,2

Из таблицы видно что средние значения пористости коллекторов пласта в целом и верхней части по существу не изменились по сравнению с данными»Комплексной схемы разработки». величина пористости коллекторов нижней расчлененной линзовидной части уменьшилась до 16,5 %. значения же проницаемости коллекторов верхней и нижней части разреза пласта БС_4-5 существенно не различаются так как они и так низки. Величины проницаемости распределяются следующем соотношении в объеме продуктивного пласта: 38 % имеют проницаемость до 5. 10 мкм²; 33 % - в интервале 5 - 15. 10 мкм²; 15 % - в интервале 15 - 25. 10 мкм²; 14 % - в интер-вале 25 - 85. 10 мкм².

Пласт испытан в 25 разведочных скважинах. Во всех скважинах получены притоки нефти различной интенсивности. В 18 скважинах испытания проведены при динамических уровнях от 968 до 1513 и дебиты нефти составляли от 2,1 м3 /сут до 20,2 м3 /сут, а в пяти скважинах дебит нефти изменялся от 4,8 м3/сут до 36,1 м3 /сут.

Параметр нефтенасыщенности был получен по ГИС на основе петрофизических зависимостей полученным по скважинам Сургутского свода. При подсчете запасов нефти в 1985 году среднее значение нефтенасыщенности принято равным 72 %.

2.2 СТРАТИГРАФИЯ

В геологическом строении разреза месторождения прини-мают участие породы складчатого палеозойского фундамента и терригенные песчано - глинистые отложения мезозойско - кайнозойского платформенного чехла.

В составе юрских отложений рассматриваемого района выделяются осадки всех трёх отделов: нижнего, среднего и верхнего, объединяющихся в тюменскую свиту.

В районе Салымского месторождения (куда входит и Приразломная площадь), в разрезе морских верхне - юрских отложений выделяются две свиты: нижняя абалакская и верхняя баженовская. Тюменская свита сложена довольно неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей. Толщины тюменской свиты изменяются от 241 до 388 м.

АБАЛАКСКАЯ СВИТА - сложена тёмно-серыми аргиллитами, глауконитами, с остатками раковины. В основании встречаются песчаники (толщина свиты 17 - 32 м).

БАЖЕНОВСКАЯ СВИТА. Для пород данной свиты характерно присутствие обильных включений пирита, обугленный растительный детрит и фауна аммонитов, пелеципод и радиолярий (толщина свиты 32 - 46 м).

МЕЛОВАЯ СИСТЕМА на рассматриваемой территории развиты повсеместно и представлены двумя отделами: нижним и верхним. Нижний отдел представлен ахской, черкашенской, алымской,

викуловской, ханты - мансийской свитами.

Верхний отдел представлен верхами ханты - мансийской свиты континентальными отложениями уватской и морскими отложениями кузнецовской, берёзовской и ганьковской свит.

ЧЕТВЕРТИЧНАЯ СИСТЕМА представлена в нижней части неравномерным чередованием песков серых, разнозернистых с глинами зеленовато и буровато - серыми, вязкими, песчанистыми (толщина свиты 70 - 100 м).

2.3 ТЕКТОНИКА

В региональном плане ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ плита относится к молодым образованиям и характеризуется трёхчленным строением: первый этаж - дислоцированный фундамент, второй- промежуточный ярус, третий - осадочный чехол.

Особенный интерес представляют те эпохи развития, в течение формировался данный бассейн и эпохи, предшествующие его заложению. Этой теме посвящено большое количество научных работ КУЛИКОВА П.К., РУДКЕВИЧА М.Я., ЯСОВИЧА Г.С., БОЧКАРЁВА В.С. и многих других исследователей.

Согласно материалам глубинных сейсмических зондирований осреднённый сейсмический разрез земной коры Широтного Приобья выглядит так: осадочный чехол достигает мощности 3 - 4 км, средняя скорость распространения упругих колебаний - 2600 м/сек., верхний горизонт гранитно - метаморфического слоя имеет мощность 5 - 6 км, средняя пластовая скорость продольных волн 4000 - 5000 м / сек., основная часть гранитно - метаморфического имеет мощность 15 - 20 км, среднепластовая скорость 6400 м / сек., базальтовый слой имеет мощность 13-15 км,

среднепластовая скорость 6600 - 7000 м / сек..

История тектонического развития ЗАПАДНОЙ - СИБИРИ в течение позднего палеозоя, мезозоя и кайнозоя делится на следующие этапы:

I. ТАЛАСОКРАТИЧЕСКИЙ ЭТАП.

II. ОРОГЕННЫЙ ЭТАП.

III. КОНЕЦ ПЕРМСКОГО и НАЧАЛО ТРИАСОВОГО

ПЕРИОДА.

VI. ТАРФОГЕННЫЙ ЭТАП.

V. ПОЗДНЕТРИАСОВЫЙ ЭТАП.

Последующие этапы развития характеризуются как время развития аккумулятивных равнин, которые к середине юрского периода занимали подавляющую часть территории низменности.

ПУНКТ 3. ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Приразломное месторождение приурочено к центральной части ЗАПАДНО - СИБИРСКОГО артезианского бассейна.

В пределах рассматриваемого района выделены несколько гидрогеологических комплексов, однако на Приразломном место-рождении данные гидрогеологические комплексы изучены в недостаточной мере, поэтому описание их производится с учётом исследований по соседним площадям.

При исследовании продуктивных пластов Ач(1-5), изучаемого месторождения было получено всего шесть притоков пласто-вой воды.

Гидрогеологический комплекс представлен пробой, отобранной из интервала 2752 - 2760 м (скважина № 196). Эта проба отбракована, так как пласт Ач(3) в скважине № 196 по ГИС продуктивен до подошвы. По-видимому, в результате нарушения целостности цементного камня за колонной, поступление пластовой воды осуществлялось из вышележащих горизонтов.

Величина минерализации по пластам Ач(1-5) принята по аналогии с Салымским месторождением и составляет 15 мг/л.

Следующий комплекс (пласт БС (2)) представлен двумя пробами. Минерализация их составляет 14,5-14,9 мг/л. Специфи-ческие компоненты: йод - 13,11 мг/л, бром - 47,35 мг/л, бор - 17,02 мг/л. Тип вод - хлоридно - кальциевый. Минерализация по этим пробам хорошо согласуется с данными водоносности на соседних месторождениях (ВОСТОЧНО - САЛЫМСКОЕ - 15,1 мг/л, ПРИОБСКОЕ-14,4 мг/л, СЕВЕРО - ЧУПАЛЬСКОЕ - 15,5 мг/л).

В процессе освоения скважин Приразломного месторождения произведён 51 замер пластовой температуры. Согласно этим замерам средняя температура пласта:

Ач(5) - 97,5 С;

Ач(3) - 97,0 С;

Ач(2) - 98,5 С;

Ач(1) - 98,0 С;

ПУНКТ 4. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

С 1981 года ведётся поисково - разведочное бурение на Приразломной площади. Перспективы нефтеносности этой площади определялись по неокомским отложениям. В 1982 году в результате испытания пласта БС(4) получен приток нефти дебитом 4,8 куб. м / сутки (скважина № 154).

Наличие обширных зон глинизации продуктивных пластов группы АС и БС предопределило бурение ряда разведочных скважин (№ 161, № 221, № 222, № 302 и № 314). Основной их целью являлась разведка залежи нефти пласта БС (4-5) и выяснение характера изменения эффективной мощности коллекторов.

ПЛАСТ БС(4-5)

Объект имеет огромную площадь нефтеносности. Глубина залегания 2600 м. Литологический состав пород, слагающих продуктивные отложения горизонта, представлен неравномерным по толще переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Коллекторские свойства не высокие: коэффициент песчанистости 0,313, проницаемость 14 мД, пористость 18 %, расчленяемость 4,2. Причем в кровле горизонт имеет более монолитное строение, подошвенная часть представлена линзами и полулинзами. Продуктивный пласт БС(4-5) вскрыт всеми разведочными скважинами. В площадном отношении можно отметить, что на Приразломной площади пласт БС(4) сливается с пластом БС(5), образуя единый продуктивный горизонт, характеризующийся эффективной мощностью до 22 м.

В пределах Приразломного месторождения в горизонте БС(4-5) выделяются две залежи нефти:

- Приразломная залежь на большей части ограничена зоной глинизации коллекторов. Дебиты разведочных скважин по нефти изменяются от 2,1 до 48 куб. м / сутки (скважина № 198). Давление пластовое достигает 264 (атм.), пластовая температура 103 (С).Положение ВНК принято на отметке - 2549 м. Размеры около 55,5 х 25-30 км при высоте до 180 м.

- севернее Приразломной залежи нефти найдена II залежь в районе скважины № 191, которая отделяется от вышеописанной зоной глинизации. В северной и северо - западной частях эта залежь ограничивается контуром нефтеносности. В скважину № 191 получен приток нефти дебитом 6,7 куб. м / сутки при динамическом уровне 1130м. Положение ВНК принято на отметке - 2528 м. Размеры залежи в пределах принятого контура.

Пласты группы АС на Пиразломном месторождении

приурочены к песчаным отложениям черкашинской

свиты в разрезе которой выделяется продуктивный

пласт АС(11), причём он делится на два пропластка:

ПЛАСТ АС(11)2.

Этот пласт выявлен в северной части Приразломной площади в районе скважины № 188, в которой получен приток нефти с водой с общим дебитом 6,4 куб. м / сутки при динамическом уровне 1218 м. ВНК принят на отметке минус 2371 м. Размеры залежи 5х4 км, высота 7 м.

ПЛАСТ АС(11)1.

Залежь пласта АС(11)1 в районе скважины № 191 приурочена к сводовой части РЕПЬЕВСКОЙ структуры. Положение ВНК условно принято на отметке - 2370 м. В скважину получен приток нефти дебитом 9,8 куб. м / сутки при динамическом уровне 663м. Пластовое давление составляет 244 (атм.), температура 91 (С).

4.1 СОСТОЯНИЕ ЗАПАСОВ НЕФТИ

За период проведения поисково-разведочных работ и разбуривания месторождения сеткой эксплуатационных скважин с 1982 г. по настоящее время на Приразломном месторождении пробурено 62 разведочные и 801 эксплуатационных скважин.

Месторождение открыто в 1982 году, введено в эксплуатацию в 1986 году. Накопленная добыча нефти по эксплуатационным объектам месторождения на 1.01.1996 г. составила 2542 (тыс. тонн)

Балансовые запасы, утверждённые в ГКЗ по категории С(1) составила 183681 (тыс. тонн), по категории С(2) составила 2322 (тыс. тонн).

Основные данные по характеристике запасов Приразломного месторождения представлены в приложениях.

4.2 СВОЙСТВА И СОСТАВ НЕФТИ И ГАЗА ПРИРАЗЛОМНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

На месторождении глубинные пробы нефти отобраны из пласта БС4-5, поверхностные из пластов БС4-5, ЮС0. Отбор и исследование нефтей проведены институтом СИБНИИНП и службами ОАО»ЮНГ». Наиболее полно исследованы нефти пласта БС4-5. По залежи ЮС 0 необходим отбор проб равномерно по площади в количестве не менее пяти скважин.

Пластовые нефти находятся в условиях повышенных давлений и температур. Давление насыщения у пласта БС4-5 намного ниже пластового. Свойства пластовых нефтей исследованы методом однократного разгазирования в соответствии с требованиями ОСТ 39-112-80.

Рекомендуемые по пластам газовый фактор, объемный коэффициент и плотность нефти получены расчетным методом при дифференциальном разгазировании в соответствии со стандартом 51.00.021-84»Расчет состава и свойств нефти, газа и воды нефтяных месторождений ГЛАВТЮМЕНЬНЕФТЕГАЗА». Условия ступенчатой сепарации приняты согласно схемы сбора, транспорта и подготовки нефти на месторождении. В качестве исходной информации при обосновании расчетных параметров нефти принят компонентный состав пластовой нефти (по скважинам). В таблице (смотрите приложения №3) представлены данные о компонентном составе пластовой и разгазированной нефти и нефтяного газа как среднее значение по пласту БС4-5. В пластовой нефти содержится 22,3% метана, молекулярная масса пластовой нефти составляет 140,5.

Разгазированные нефти пластов БС4-5 ЮС0 сернистые с выходм фракций до 350 ⁰С больше 45 %, парафинистые, малосмолистые, средней вязкости, средней плотности.

ТАБЛИЦА № 4.2.

СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ ПЛАСТОВ БС4-5 И ЮС 0.

НАИМЕНОВАНИЕ	ИНДЕКС ПЛАСТА
	БС4-5	ЮС0
1	2	3
Пластовое давление, МПа	25,4	33,2
Пластовая тмпература, 0С	96	126
Давление насыщения, МПа	10,5	17,1
Газосодержание, м3 /т	76,9	193
Газовый фактор при усл. сепарации, м3 /т	69	149
Объемный коэффициент	1,218	1,556
Плотность нефти, кг/м3	778	659
Объемный коэфф. при усл. сепара-ции	1,193	1,443
Вязкость нефти, мПа.с	1,2	0,62
Коэффициент объемной упругости	12,61	22,2
Плотность нефти при усл. сепарации, кг/м3	857	820

ПУНКТ 5. КЛАССИФИКАЦИЯ РАБОТ НАПРАВЛЕННЫХ НА ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ

Увеличение фонда добывающих нефтяных скважин, в том числе механизированных связанно с постоянным ростом числа подземных ремонтов скважин, которые исходя из ремонта подразделяются на текущий и капитальный.

ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ СКВАЖИНЫ. Основа плана текущих ремонтов скважин - это плановые величины межремонтного периода работы скважинного оборудования, геолого-технические мероприятия по выполнению задач по добыче нефти.

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН (далее КРС) - комп-лекс работ связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, а так же ликвидации скважин.

Классификация работ по осуществлению КРС:

КР 1 - ремонтно-изоляционные работы;

КР 2 - устранение негерметичностей;

КР 3 - ликвидация аварий;

КР 4 - переход на другие горизонты;

КР 5 - установка ОРЗ, пакеров отсекателей;

КР 6 - комплекс подземных работ связанных с бурением;

КР 7 - обработка призабойной зоны в том числе:

КРГ 1 - кислотная обработка;

КРГ 2 - проведение ГРП;

КРГ 3 - гидропескоструйная перфорация;

КРГ 4 - виброобработка;

КРГ 5 - термообработка;

КРГ 6 - применение растворителей;

КРГ 7 - промывка растворителем ПАВ;

КРГ 8 - дополнительная перфорация, торпедирование;

КРГ 9 - выравнивание профиля приёмистости нагнетатель-

ной скважины.

Методы воздействия на призабойную зону пласта являются составной частью геолого-технических мероприятий, направлены на повышение эффективности использования эксплуатационного фонда скважин. Цель применения увеличение добывающей способности скважины.

Применение их обусловлено тем, что процессы вскрытия и освоения пластов, мероприятия, связанные с ремонтом скважин, выполняются с использованием водных глинистых растворов или водных растворов солей. Это приводит к образованию стойких малоподвижных систем»нефть-вода»с высоким градиентом сдвига, проникновению фильтрата в призабойную зону, набуханию глинистых составляющих коллектора. Следствием этих изменений является снижение технико-экономических показателей, продуктивности скважин, а в ряде случаев невозможность вызова притока нефти, уменьшение действующей толщины пласта.

ГЛАВА II. МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА ПРИРАЗЛОМНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

В процессе эксплуатации дебит нефтяных и газовых скважин со временем падает, а поглотительная способность нагнетательных скважин уменьшается. Во многих вновь введённых в эксплуатацию скважинах дебит значительно ниже расчётного.

Известно что производительность скважины зависит от многих факторов, из которых основными являются проницаемость и пластовое давление. Естественная проницаемость коллекторов снижается при их вскрытии в процессе бурения вследствие закупорки пласта в его призабойной зоне твёрдыми частицами. В процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость призабойной зоны пласта ухудшается вследствие закупорки пор, поровых каналов и трещин отложениями парафина и смол, а так же глинистыми и твёрдыми частицами (например, кристаллами соли). В нагнетательных скважинах призабойная зона пласта загрязняется механическими примесями, имеющимися в воде (ил, глинистые частицы или окислы железа).

Для того чтобы облегчить условия притока и увеличить поглотительную способность нагнетательных скважин, применяют методы искусственного воздействия на пласт с целью повышения проницаемости призабойной зоны пласта. Для повышения дебита скважины, бывает достаточно удалить со стенок фильтра и поверхности вскрытой части пласта отложения парафина, смол и глинистых частиц. Однако в подавляющем большинстве случаев необходимо искусственно повышать число и размеры поровых каналов и их протяжённость.

Учитывая большое разнообразие методов интенсификации нетеотдачи пластов, рассмотрим основные и широко применяемые на месторождениях Российской Федерации (в частности на месторождениях ОАО»ЮганскНефтеГаз») и зарубежом.

По роду проводимых операций все методы интенсификации нефтеотдачи пластов можно классифицировать следующим образом:

1. ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ. Наиболее распространёнными способа-ми химического воздействия являются солянокислотные обработки пластов и обработки пластов смесью соляной и плавиковой кислот. Все они основаны на химических реакциях взаимо-действия породы с химическими веществами, в результате которой часть породы растворяется увеличивая размеры поровых каналов и трещин.

2. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ. Основаны на промывках призабойной зоны пласта водными растворами поверхностно-активных веществ и других добавок, с помощью которых из пор, поровых каналов и трещин удаляют остаточную воду и мелкодисперсные твёрдые частицы.

3. ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ. Заключаются в удалении со стенок поровых каналов осевший парафин и смолы. С помощью тепла так же интенсифицируются химические методы воздействия на пласт.

4. МЕХАНИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ. Позволяют создать в продуктив-ных пластах новые каналы и расширить уже существующие. На месторождениях ОАО»ЮНГ»они основаны на применении гидравли-ческого разрыва пласта.

ПУНКТ 1. ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА

За последние годы разнообразие кислот используемых для обработки призабойной зоны пласта увеличилось. Многообразие видов кислотных обработок объясняется различием в геолого-физических характеристиках месторождений. Обобщение результатов применения тех или иных видов кислотных обработок в различных нефтедобывающих районах страны позволяет сделать вывод о том, что эффективность их применения в значительной степени зависит от того, насколько характеристика применяемого метода учитывает геолого-физические характеристики месторождения. В настоящее время применяют сульфаминовую, углекислую и серную кислоты. Существуют так же такие виды кислотных обработок, как:

1. Соляно-кислотная обработка:

- кислотные ванны;

- простые кислотные обработки;

- кислотные обработки под давлением;

- глубокая кислотная обработка;

- пенокислотная обработка;

- кислотная обработка пластов с низкой температурой;

2. Глинокислотная обработка.

ОБРАБОТКА СОЛЯНОЙ КИСЛОТОЙ.

Сущность метода основана на способности соляной кислоты (HCl) вступать в реакцию с карбонатами составляющими коллектора:

С КАРБОНАТОМ:

CaCO3 + 2HCl = CaCl2 + CO2 +H2O;

С ДОЛОМИТОМ:

CaMg(CO3)2 + 4HCl = CaCl2 + MgCl2 + 2CO2 + 2H2O;

Образующиеся в результате реакции хлористый кальций и хлористый магний легко растворимы в воде в больших количествах, выделяющийся газ оказывает дополнительные воздействия на пластовую систему.

Солянокислотные обработки без ограничений приемлемы

для карбонатных коллекторов. В терригенных коллекторах с высоким содержанием карбонатов (10 % - 25%) метод обеспечивает необходимый эффект без дополнительного химического воздействия на силикатную составляющую породы, в коллекторах с незначительными карбонатными включениями солянокислотные обработки используют для очистки от кальцитовых включений в призабойной зоне пласта.

ОБРАБОТКА ГЛИНОКИСЛОТОЙ

Глинокислота - это смесь соляной (10%-15%) и фтористо-водородной (2%-5%) кислот. Для приготовления глинокислоты используют бифторид-фторид аммония. При его введении в раствор соляной кислоты, в результате реакции с последней, образуется фтористоводородная кислота. Глинокислота, проникая в призабойную зону, активно действует на карбонатные и глинистые минералы, а так же на кварцевые зёрна.

Фтористо-водородная часть действует на карбонатные и

силикатные породы по следующим уравнениям:

Фтористо-водородная кислота - Кварц:

SiO2 + 4HF = 2H2O + SiF4;

Фтористо-водородная кислота - Каолин:

H4Al2SiO9 + 14HF = 2AlF3 + 2SiF4 + 9H2O;

Для предупреждения образования осадков при глинокислотных обработках предлагается проведение предварительной обработки призабойной зоны соляной кислотой с целью растворения и удаления углекислых солей кальция и магния при большом содержании карбонатных минералов. В рабочем растворе глинокис-лоты должно быть не больше 3% фтористо-водородной и 10%-12% соляной кислот.

При использовании бифторид - фторида аммония для при-готовления глинокислоты, фтористо-водородная кислота образуется непосредственно в растворе в результате реакции с соляной кислотой.

NH4HF + HCl =2HF + NH4Cl;

ПУНКТ 2. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА

2.1 ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА РАСТВОРАМИ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ

Проницаемость призабойной зоны пласта может снизиться вследствие проникновения в неё воды (при глушении скважины, удалении песчаных пробок и других работах). Вода может удерживаться в порах молекулярными и капиллярными силами, понижая проницаемость пласта. В призабойной зоне пласта могут образовываться эмульсии, тогда поровые каналы закупориваются парафинами, смолами и асфальтенами.

В данном случае восстановить проницаемость можно обработкой призабойной зоны пласта поверхностно-активными веществами, которые используют в виде водных растворов. При закачке в пласт, поверхностно-активные вещества адсорбируются на поверхности пор и каналов, снижают, на границе»нефть-твёрдая поверхность»,»нефть-вода», поверхностное напряжение.

ПУНКТ 3. ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

3.1 ТЕРМОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА СКВАЖИНЫ

Отложившиеся в скважине и призабойной зоне пласта парафин, смолы и асфальтены препятствуют взаимодействию кислоты с породой. Для расплавления этих отложений применяют термокислотный метод. Используют вещества, которые вступая во взаимодействие с кислотой выделяли бы тепло (например, магний - Mg).

Mg + 2HCl + H2O = MgCl2 + H2 + 462,8 (кДж);

При растворении 1 (кг) магния выделяется 19 МДж теплоты, кислота при взаимодействии полностью нейтрализуется. При термокислотной обработке соляная кислота через насосно-компрессорные трубы попадает в наконечник, спущенный в трубы на насосных штангах, реагирует с магнием и в нагретом виде через фильтр поступает на стенки скважины и призабойную зону пласта.

3.2 ПРОГРЕВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

Закачка нагретой нефти. Для эффективного прогрева призабойной зоны пласта требуется 15 - 30 (куб. м) жидкости, нагретой до 90 - 95 (град. С). Жидкость (флюид) нагретой в передвижной пароустановке закачивают в скважину и осуществля-ют промывку призабойной зоны пласта, а затем продавливают в пласт.

Прогрев паром. Один из самых эффективных способов теплового воздействия на пласт. Водяной пар под давлением 8 - 15 (МПа) закачивают в пласт, если:

- глубина залегания пласта не более 1200 (м);

- толщина пласта не менее 15 (м);

- вязкость нефти при пластовых условиях выше 0,2 (Пас);

- плотность нефти в пласте 0,9 - 0,93 (т/куб. м);

- остаточная нефтенасыщенность пласта до начала

закачки пара не менее 50 (%);

ПУНКТ 4. МЕХАНИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

4.1 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВЗРЫВНЫХ ВЕЩЕСТВ

К ним относятся:

- пулевая перфорация;

- кумулятивная перфорация;

- общее торпедирование;

направленное торпедирование;

направленная перфорация взрывными снарядами;

При недостаточной нефтеотдаче можно повторно произвести обычную перфорацию пулевым перфоратором. Для повышения её эффективности скважину заполняют не глинистыми растворами, а жидкостями не загрязняющими вновь созданные перфорационные отверстия.

При наличии твёрдых и плотных пород можно торпедировать продуктивный пласт взрывчатым веществом спускаемым в интервал залегания пласта в гильзах, оснащённых электрическими взрывателями. Гильзы изготавливают из металла, асбеста или пластмассы. В качестве взрывчатых веществ наиболее часто применяют нитроглицерин, динамит, тротил и т.п.. Взрыв может создать в продуктивном пласте каверны и трещины. Таким образом, увеличивается проницаемость пласта в зоне с большим радиусом (создание микро- и макротрещин, которые могут распространяться на десятки метров).

Направленное торпедирование можно осуществить за счёт соответствующей формы снаряда и вставок на пути взрывной волны. В зависимости от необходимости можно использовать торпеды: бокового рассеянного действия, бокового сосредоточенного действия и вертикального действия.

Перфораторы с разрывными снарядами создают круглые отверстия в колонне и цементном камне проникая в породу, и взрываясь образуют каверны и трещины.

Кумулятивный перфоратор состоит из устройства, в ячейках которого содержатся заряды кумулятивного действия. Каждая ячейка с противоположной стороны взрывателя оснащена выемкой соответствующего профиля (например, в форме конуса). Таким образом газообразные продукты взрыва распространяются вдоль оси заряда в вид мощной струи, которая создаёт в колонне, цементе и породе канал соответствующего направления.

4.2 ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ

Гидропескоструйная перфорация основана на использовании гидромониторного эффекта, создаваемого струёй абразивной песчано-жидкостной смеси, вытекающей с большой скоростью из насадки. Первые работы по внедрению метода были выполнены ВНИИнефтью в 1959 году. В последующие годы гидропеско-струйная перфорация получила довольно широкое распространение как высокоэффективный способ вскрытия пластов.

Гидропескоструйная перфорация по сравнению с кумулятивной является менее производительным процессом, требующим использования специальной техники, поэтому её применяют в тех случаях, когда другие методы не дали нужного эффекта.

Кроме увеличения производительности добывающих скважин, гидропескостуйную перфорацию применяют для:

- выполнения глубоких кольцевых и вертикальных щелей, способствующих образованию трещин при гидроразрыве пласта;

- срезания обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб;

- разрушения металла на забое, а так же твёрдых пробок в скважине;

- расширения диаметра в необсаженой части скважины;

Струя, направленная перпендикулярно к стенке обсадной колонны, вытекает из насадки специального устройства - гидропескоструйного перфоратора.

4.3 ВИБРАЦИОННОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ

Создание в призабойной зоне скважины вибрационных волн при помощи специального вибратора, повышающего проницаемость призабойной зоны пласта. Этот метод разработанный в МИНХ и ГП (в настоящее время РГУНГ им. И.М. Губкина) используют в добывающих скважинах и в нагнетательных скважинах.

Для создания резких колебаний расхода жидкости (вибро-ударных волн) применяют гидравлические вибраторы золотникового типа - ГВЗ. В корпусе ГВЗ жёстко на резьбе закреплён ствол, имеющий щелевые отверстия по образующей цилиндра. На стволе на подшипнике качения свободно вращается цилиндрический золотник, так же имеющий щелевые отверстия выполненные под углом к образующей.

При прокачке золотник вращается и периодически то открывает, то закрывает проход потоку жидкости в результате создаются небольшие гидравлические удары, число которых может быть доведено до 30 000 в минуту. В качестве рабочей жидкости применяют нефть, раствор соляной кислоты, керосин или их смеси.

За длительный период разработки нефтяных месторождений в Нефтеюганском районе Тюменской области произошло значительное ухудшение структуры запасов. По состоянию на начало 1996 года 54 % остаточных запасов нефти содержится в низкопродуктивных пластах с проницаемостью менее 15 мД. Степень выработки их не превышает 5 %. Эти трудноизвлекаемые запасы требуют применения эффективных технологий разработки. Таковым в первую очередь является гидравлический разрыв пласта, поскольку традиционные методы интенсификации нефтеотдачи пластов недостаточно эффективны.

Технология гидроразрыва пласта является методом интенсификации текущей нефтедобычи для низкопроницаемых залежей и повышения в конечном итоге коэффициента нефте-отдачи по месторождению. Проведение гидроразрыва в отдельной скважине ведёт к увеличению её добывающих возможностей значи-тельно выше естественной, обеспечивая дополнительную добычу нефти.

ГЛАВА III. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА

Идея гидравлического создания трещины в продуктивной зоне для повышения её производительности была разработана в 20-х годах Р.Ф. ФАРРИСОМ из компании»Stanolind Oil & Gas Corp.». Эту концепцию он разработал на основе изучения давлений, с которыми встречаются при задавливании цемента, воды и нефти в пласт. В 1947 году»Stanolind»(в настоящее время компания»АМОКО ПРОДАКШН КОРП.») осуществила первый экспери-ментальный гидроразрыв в скважине № 1 месторождения Клеппер в Грант Каунти, штат Канзас, США.

На нефтяных месторождениях АО»ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ»технология гидроразрыва пласта стала внедряться с 1988 года (впервые в Западной Сибири) и к настоящему времени имеет стабильный эффект, приобретая большое распространение и на других предприятиях региона. В целом по Западной Сибири гидроразрыв пласта охватывает более 80-ти пластов почти 50-ти месторождений.

Наибольших успехов в проведении гидроразрыва пласта достигнуто на месторождениях АО»ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ», где на 18-ти месторождениях, к 1996 году, выполнено более 1100 операций по гидроразрыву пласта (всего по Западной Сибири - более 1800 операций).

ПУНКТ 1. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

При снижении дебита добывающих скважин, а так же приёмистости нагнетательных скважин производят гидравлический разрыв пласта. До проведения гидроразрыва в добывающих скважинах определяют поглотительную способность пластов. В скважину закачивают нефть и насосным агрегатом поднимают на устье давление до тех пор, пока пласт не начнёт поглощать жидкость. Замеряют расход жидкости при постоянном давлении в течение 10 - 30 минут, затем увеличивают давление нагнетания на 2 - 3 МПа и вновь замеряют расход жидкости. Конечное давление при этом исследовании должно быть максимально возможным.

По данным исследования приёмистости пласта строят кривую в координатах давление - приёмистость скважины. Пользуясь кривой, можно найти количество жидкости, необходимое для проведения операции гидравлического разрыва пласта, и давление, при котором будет происходить операция. За давление разрыва пласта условно принимают давление, при котором приёмистость пласта возрастает в 3 - 4 раза по сравнению с первоначальным замером.

Затем скважину промывают, в отдельных случаях делают кислотную обработку, а так же производят дополнительную перфорацию пласта, что способствует снижению давления разрыва пород и повышению эффективности операции по гидроразрыву пла- ста.

Чаще всего гидроразрыв пласта производят через спущенные насосоно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром от 73 мм до 114 мм. Для предотвращения воздействия на эксплу-атационную колонну высоких давлений над фильтром устанав-ливают самоуплотняющийся пакер. Чтобы пакер не смещался вверх под действием давления, над ним устанавливают якорь. Якорь работает следующим образом: под действием давления в НКТ резиновая трубка выдвигает из корпуса якоря плашки, которые своей насечкой врезаются в тело обсадной колонны обеспечивая надёжную фиксацию пакера. Операция гидравлического разрыва пласта состоит из трёх этапов:

I - закачка в пласт жидкости разрыва

и образование трещин;

II - закачка в пласт жидкости - песконосителя;

III - продавка жидкости - песконосителя в пласт.

О моменте разрыва пласта, во время осуществления первого этапа гидроразрыва, судят по резкому спаду давления и увеличению расхода закачиваемой в скважину жидкости разрыва. После разрыва пласта переходят к второму этапу - закачке в скважину жидкости - песконосителя при большом её расходе и высоком давлении нагнетания. После окончания закачки расчётного объёма жидкости - песконосителя её продавливают в пласт с максимальной скоростью при максимально возможном давлении нагнетания. Объём продавочной жидкости должен быть равен вместимости НКТ, через которые протекают все три этапа гидрораз-рыва. После продавки песка в пласт устье скважины закрывают и скважину оставляют в покое до тех пор, пока избыточное давление на устье не упадёт до нуля. После этого скважину промывают для удаления песка, оставшегося в обсадной колонне, и приступают к её освоению.

Технология гидроразрыва продуктивных пластов, залегаю-щих на глубинах более 2800 м, несколько отличается от описанной выше. В связи с повышенной величиной давления гидроразрыва, а так же при выполнении других операций на пакер создают противодавление в затрубном пространстве. Для этой цели используют вспомогательные агрегаты, подключенные к затрубному пространству.

1.1 ОБОРУДОВАНИЕ, ИСПОЛЬЗУЕМОЕ ПРИ ГИДРАВЛИЧЕСКОМ РАЗРЫВЕ ПЛАСТА

При гидравлическом разрыве пласта применяют комплекс оборудования, в который помимо пакеров (шлипсовых и самоуплот-няющихся) и якорей входят насосные агрегаты АН-500, 4АН-700, пескосмесительные машины 4ПА, автоцистерны для транспорти-рования жидкости разрыва 4ЦР и ЦР-20, устьевая обвязка («Схема обвязки наземного оборудования при гидравлическом разрыве пласта»см. приложения № 4).

Агрегат 4АН-700 - основной. Насос этого агрегата рассчитан на создание давления 70 МПа. Все узлы насосного агрегата (сило-вая установка, коробка передач, трёхплунжерный насос, манифольд) смонтированы на грузовом автомобиле КрАЗ - 257 грузоподъём-ностью 100-200 кН. Производительность трёхплунжерного насоса при давлении 70 МПа составляет 6,3 л/с, а при 20 МПа - 22 л/с.

Для транспортирования песка и приготовления песчано - жидкостной смеси используют пескосмесительные агрегаты 4ПА. Оборудование агрегата (бункер для песка, смеситель, система подачи песка в смеситель и загрузки песка в бункер, насос для перекачки песчано - жидкостной смеси) смонтировано на шасси автомобиля КрАЗ - 257. Вместимость бункера 6,5 куб. м. В течение часа работы система подачи песка из бункера обеспечивает переработку 50 тонн песка.

Жидкость разрыва перевозят в автоцистерне 4ЦР, смонтированной на шасси автомобиля КрАЗ - 219. Цистерна оборудована вертикальным плунжерным насосом и обвязкой для откачки жидкости в агрегаты 4АН-700. Плунжерный насос имеет производительность, равную 16,7 л/с при давлении 2,0 МПа.

Устье скважины при гидроразрыве оборудуют арматурой 1АУ-700, которую крепят к эксплуатационной колонне на резьбе. Арматура рассчитана на давление 70 МПа и состоит из крестовины, устьевой головки, предохранительного клапана и пробковых кранов. Для транспортирования системы обвязки всего комплекса оборудования и управления им используют самоходный блок манифольда 1БМ-700, смонтированный на шасси автомобиля ЗИЛ-157К. В состав оборудования блока манифольда входят напорный и раздаточный коллекторы, а так же комплект НКТ, диаметром 60 мм, с шарнирными и быстро-сборными соединениями.

Напорный коллектор состоит из клапанной коробки с шестью отводами для подсоединения насосных агрегатов, центрального отвода с контрольно-измерительными приборами (ма-нометр, плотномер, расходомер), двух отводов для соединения с устьевой арматурой, пробковых кранов и предохранительного клапана.

Раздаточный коллектор предназначен для распределения рабочих жидкостей (жидкостей разрыва, песчано-жидкостной смеси, продавочной жидкости) по насосным агрегатам.

1.2 ЖИДКОСТЬ РАЗРЫВА

В настоящее время как в зарубежной так и в отечест-венной практике гидроразрыва пласта уделяется большое внима-ние технологическим жидкостям, свойства которых в значительной степени определяют динамику роста трещины, перемещение и распределение в ней закрепителя. От правильного выбора жидкости во многом зависит конечная эффективно закреплённая длина трещины, её проводимость, а так же стоимость обработки. Современный уровень физической химии, химии полимеров и производства химических реагентов позволил специалистам разработать набор жидкостей и добавок (присадок) к ним практически для всех возможных геолого-промысловых условий.

При выборе жидкости принимают во внимание следующие характеристики:

- пластовая температура и продолжительность нахождения

жидкости в трещине;

- объём и темп закачки;

- литологический тип коллектора;

- фильтрационные характеристики пласта, определяющие

степень инфильтрации;

- чувствительность породы пласта к жидкости;

- пластовое давление;

- давление закачки с учётом возможных потерь давления

на трение в трубах;

- тип и количество закачиваемого закрепителя: очистка

трещины от жидкости после завершения операций;

- приготовление жидкости, её хранение и стоимость.

В качестве основы для жидкостей применяют воду, нефть или продукты переработки нефти (дизельное топливо). В дополне-ние к основным жидкостям создано большое количество присадок, выполняющих различные функции: структурообразующие и вызывающие деструкцию, снижающие инфильтрацию, понижающие трение, термостабилизаторы, поверхностно-активные вещества, эмульгаторы и деэмульгаторы, глиностабилизаторы, буферы, пено-образующие и пеноразрушающие, управляющие водоблокировкой, управляющие кислотностью, контролирующие рост бактерий.

В процессе гидроразрыва пласта часть жидкости может отфильтровываться через стенки трещины в матрицу и микротрещины коллектора, то есть происходит процесс инфильтрации. Значительная инфильтрация жидкости приводит к уменьшению протяженности закреплённой части трещины и удорожанию процесса гидроразрыва. Инфильтрация зависит от ряда факторов:

- типа и количества гелеобразующего полимера,

а так же добавок, снижающих инфильтрацию;

- проницаемости и пористости породы коллектора;

- фильтруемости и сжимаемости пластовой жидкости;

- вязкости и термостабильности жидкости разрыва;

- температуры пласта (жидкости);

- характера трещиноватости пласта;

В зарубежной практике степень инфильтрации оценивается двумя характеристиками: SPURT LOSS (утечкой) и FLUID LOSS COEFFICIENT (коэффициентом инфильтрации). Утечка характе-ризует мгновенные потери жидкости в первый момент соприкосновения со стенками трещины, коэффициент инфильтрации характеризуется потерями в результате длительного фильтрования жидкости через стенки трещины.

Фирмой»Frackmaster»(см. приложения № 5,»Исполнители работ») в качестве жидкости разрыва использовалось дизельное топливо ОС-4. В качестве добавок к жидкости разрыва служили:

1. Жидкие добавки:

- гелеобразующие вещества -»gellant»и»aktivator»;

- поверхностно-активные вещества -»surfactant»;

2. Твёрдая добавка -»breaber»;

1.3 МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ ЗАКРЕПЛЕНИЯ ТРЕЩИН

Одним из важнейших вопросов гидроразрыва пласта является крепление создаваемой трещины соответствующим зернистым материалом - закрепителем. Крепление трещин во многом определяет успешность конечного результата - создания высо-копроводящего фильтрационного канала, устойчивого во времени к действию горного давления и других физико-химических факторов воздействия продуктивного пласта.

Эффективность крепления трещины определяется её прово-димостью и эффективной площадью (длиной и высотой закреплённой части трещины). Проводимость зависит от взаимосвя-занных факторов: типа, размера и однородности закрепителя, степени его вдавливаемости в стенки трещин, деформации и разрушения зёрен закрепителя, его качества и размещения в трещине.

В настоящее время наиболее широко применяют фракционированный кварцевый песок, распространённый в природе и обладающий низкой себестоимостью производства на его основе высококачественных закрепителей, которые могут обеспечить высокую проводимость трещины гидроразрыва в широком диапа-зоне пластовых условий.

Прочность песка определяют по массе разрушаемых зёрен при одноосном сжатии. Для фракции 0,8-0,4 мм тестовое давление сжатия принято 28 МПа, при этом допускается разрушение не более 14 % песка.