Оценка эффективности применения ГРП на Приобском нефтяном месторождении

Взаимосвязь перфораций и гидроразрыва пласта. Здравый смысл подсказывает, что идеальное перфорирование должно располагаться в плоскости перпендикулярной направлению минимального напряжения. Эта перфорация самым непосредственным образом взаимодействует с вызванным разрывом, сводя к минимуму перепад давления в околоскважинном пространстве. Другие перфорации, вероятно, соединяются с разрывом опосредованно, если вообще они с ним 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 размещенными углами на все 360 ^о С. Чем меньше угол (фазирование) 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, вцементированной 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 и 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 проппантной перемычки, когда буферная жидкость и раствор протекают из затрубного пространства в трещину. Как и ожидается, максимальное число перфораций во взаимосвязи с разрывом получают при помощи перфоратора, имеющего наименьший возможный 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 давление и тем самым понижать давление, инициирующее разрыв. Чем ниже давление инициации, тем ниже требуемое давление.

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 освободиться от допуска идеальных условий коллектора, «Шлюмберже» внесла некоторые усовершенствования в программу ЗОДИАК. Данная программа улучшает качество оценки, учитывая вариации в проводимости разрыва и ширине вдоль его протяженности, анизатропию проницаемости коллектора, загрязнение скина поверхности разрыва. Кроме того, она не увязывает высоту разрыва с мощностью слоя, а использует псевдотрехмерный 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 использовании рабочих станций типа SUN или VAX. В будущем она сможет моделировать влияние границ коллектора и высокоскоростного потока на длину разрыва и оценку проводимости. Влияние границ коллектора часто наблюдается при длительных испытаниях переходного давления. Это влияние можно использовать для расчета 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, т.е. удельной энергии, рассеиваемой в результате роста трещин. Согласно установившемуся мышлению, энергетическая плотность трещины есть материальное свойство, независимое от ее 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 ее оконечности, а внутри большой зоны необратимых деформаций вокруг этой оконечности. Полагают, что объем этой зоны, увеличивается с ростом трещины. Эти две точки зрения дают различное толкование причин создания ширины разрыва, которая имеет непосредственное отношение к чистому давлению (давление распространения разрыва минус давление его закрытия).

Школа, 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 от размера трещины плотность, создает ширину, достаточную 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 упругопластичными, 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 приводит 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 большей 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).

Префорационные плотности должны быть 6 зарядов на фут при фазировании 60 ^о 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 и 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 искривленную 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 по обе стороны ствола две направленные в противоположные стороны трещины протяженностью до 305 м или более. Для удержания трещины в раскрытом состоянии при прекращении закачки и снижении давления она набивается переносимыми 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.

Порода и рабочая жидкость. Раньше гидроразрыв пласта применялся главным образом к низкопроницаемым (0,1-10 мД) породам с целью получения узких, глубоко проникающих в коллектор проводящих поток флюида трещин. Эти линейные каналы, в меньшей степени препятствующие потоку, заменяют радиальные режимы притока и несколько раз повышают дебит.

До недавних пор гидроразрыв пласта проводился почти исключительно в малодебитных скважинах (зачастую только для того, чтобы поддержать их рентабельность). В начале 1990-х годов внимание в отрасли переместилось на высокодебитные скважины и на скважины с большей потенциальной прибыльностью. Это, в свою очередь, означало возросший упор на интенсификацию высокопроницаемых пластов.

Основным фактором, сдерживающим добычу из таких коллекторов, является загрязнение пласта, устраняемое часто проводимыми ремонтами с помощью кислотной обработки матрицы. Однако кислотная обработка сопровождается определенными ограничениями, и здесь обнаружилась важная ниша для применения гидроразрыва пласта. Целью работ в пластах с высокой проницаемостьюявляется создание коротких, широких трещин, проникающих за пределы зоны загрязнения. Часто это достигается образованием перемычки или перегородки из проппанта, то есть выпадением проппанта в конце или вершине трещины в начале обработки. Такой метод “концевой перегородки” является противоложным тому, что желательно получить в низкопроницаемых пластах, где вершина трещины является наименее желательным местом для набивки проппантом.

Жидкость должна быть химически устойчивой и достаточно вязкой, чтобы удерживать проппант во взвешенном состоянии, пока он подвергается сдвиговым деформациям и нагреву в наземном оборудовании, в системе труб скважины, перфорационных каналах и в самой трещине. В противном случае произойдет преждевременное осаждение проппанта, что поставит под угрозу всю обработку. Специально разработнные химические добавки придают жидкости особые свойства. Для лучшего загущения применяются “сшиватели”, соединяющие цепочки полимеров; понизители водотдачи уменьшают скорость фильтрации в пласт, а деструкторы разрушают полимер для выноса его из скважины перед ее освоением.

Трещина создается в результате последовательной закачки жидкостной и проппантной стадий. Первая стадия, или «буфер», образует трещину и обеспечивает ее развитие, но она не содержит проппанта. Последующие стадии включают проппант в возрастающих концентрациях для удлинения трещины и ее адекватной набивки.

Технология рабочей жидкости ГРП также развивалась постепенно. На ранней стадии основной упор делался на определении того, какой полимер наиболее эффективен и какие концентрации обеспечивают адекватный перенос проппанта. Затем активизировались исследования по химическим добавкам для «тонкой» настройки свойств жидкости ГРП. Многое было изучено, но конечным результатом явилось появление огромного набора сложных жидкостей, трудных в приготовлении и закачке, и поразительного ассортимента добавок одноразового использования (большая их часть требует специального приготовления), что требует наличия материалов.

За последние 10 лет возникло более продуктивное направление исследований. Нефтяные и сервисные компании и производители полимеров в попытке найти более совершенные подходы к разработке рабочих жидкостей и их применению сконцентрировали свои усилия на основных физических и химических механизмах, лежащих в основе поведения жидкостей ГРП. Это начинание привело к основным достижениям, включающим разработку полимеров повышенной эффективности, более простых по составу жидкостей, многофункциональных добавок и непрерывного (вместо порционного) смешивания жидкостей. Эти разработки оказали значительное и положительное влияние на нефтегазодобывающую отрасль.

Последние достижения расширяют границы применения рабочих жидкостей в следующих четырех областях:

контроль фильтрации для повышения эффективности жидкости;

расширение технологии деструкции полимеров для улучшения проводимости трещины;

устранение выноса проппанта для стабилизации трещины.

Каждая из них обеспечивает новые возможности для улучшения экономики скважины.

Гидроразрыв пласта проводился по стандартной схеме с применением оборудования фирмы «стюарт энд Стивенсон». После опрессовки нагнетательных линий было закачано в скважину всего 68 куб.м геля, 11,2 тонны проппанта. Максимальная концентрация проппанта достигла 700 кг на куб.м геля. Темп закачки геля - 4 куб.м/мин. Рабочее давление составило 280 атм, давление разрыва пласта - 560 атм. Гидроразрыв проводился при температуре воздуха минус 5 ^оС.

По данным компьютерной модели гидроразрыва, длина трещины составила 272 м, а закругленная длина трещины - 114 м.

Полученные результаты позволяют сделать вывод, что отечественные химические реагенты могут быть использованы для проведения процессов гидроразрыва пласта жидкостями на углеводородной основе, т.к. они по своим свойствам не уступают импортным, а по цене на 20-30% дешевле.

Сейчас все работы АО «Химеко-ГАНГ» направлены на совершенствование комплекса (улучшение свойств и удешевление), а также на поиск крупных потребителей. пласт месторождение нефть

Рассчитаем основные параметры гидроразрыва пласта в добывающей скважине 203 куст 101 Приобского месторождения .



Используем агрегат 4АН-700.

Рассчитываем вертикальную составляющую горного давления по формуле:

Ргв=рп g Lc 10^-6 ,

где рп - плотность горных пород над продуктивным горизонтом,кг/м³ (рп=2600 кг/м³).

Ргв=2639 * 9,81 * 2600 *10^-6=67,2 Мпа.

Принимая v = 0,3 ,рассчитваем горизонтальную составляющую горного давления по формуле :

Ргг = Ргв * v / ( 1 - v ) ,

где v - коэффициент Пуассона горных пород ( v = 0,2 - 0,3 ).

Ргг = 67,2 * 0,3 / ( 1 - 0,3 ) = 28,8 Мпа.

В данных условиях предположительно образуются вертикальные или наклонные трещины .

Рассчитываем забойное давление разрыва получено опытным путём.

Рзаб р = 40,27 Мпа.

Рассчитываем объёмную концентрацию песка в смеси bп по формуле:

bп = (Сп / рп ) / (Сп /рп +1) ,

Сп - концентрация песка в 1 м³ жидкости ,кг/м³ ( Сп = 250 - 300 кг/м³); рп - плотность песка , кг/м³ ( рп = 2500 кг/м³);

Принимая Сп = 275 кг/м³ получим :

bп = (275 / 2500) / (275/2500 + 1) = 0,11 / 1,11 = 0,01.

Плотность жидкости -песконосителя рассчитываем по формуле:

ржп =р»жп ( 1 - bп ) + рп * bп ,

где р»жп - плотность жидкости ,используемой в качестве песконосителя ,кг/м³ ;

ржп = 945 * (1- 0,01) + 2500 * 0,01 = 960,5 кг/м³.

Вязкость жидкости с песком рассчитываем по формуле :

mжп = m»жп exp (3,18 bп ),

где m»жп - вязкость жидкости используемой в качестве песконосителя ,Па * с .

mжп = 0,285 exp (3,18 * 0,01 )= 0,024 Па * с

Число Рейнольдса Re = 4* Q* ржп /( 3,14 * dвн * mжп ) :

Re = 4 * 0,020 * 960,5 / (3,14 * 0,0765 * 0,024) = 12806.

Коэффициент гидравлического сопротивления = 0,03.

Потери на трение рассчитываются по формуле

Р»тр = 8 * 0,03 * Q² Lc * ржп / ( 3,14² * d²вн ),

Р»тр=8* 0,03* (0,02)² * 2639 * 960,5 / ( 3,14² * 0,0765⁵ )= 9,43Мпа

Учитывая ,что Re = 12806 больше 200 ,потери на трение увеличиваются в 1,52 раза :

Ртр = 1,52 * 9,43 = 14,3 Мпа .

Давление на устье скважины при закачке жидкости -песконосителя находим по формуле :

Ру = Рзаб р - ржп g Lc + Ртр ,

Ру = 40,27 - 960,5 * 9,81* 2639 * 10^-6 +14,3 = 30 Мпа .

Необходимое число насосных агрегатов :

N = Ру Q /( Рр Qр К тс)+1,

где Рр рабочее давление агрегата ; Qр - подача агрегата при данном давлении ; К тс - коэффициент технического состояния агрегата

( К тс = 0,5 - 0,8 ).

При работе агрегата 4АН-700 на IV скорости Рр=29 Мпа,

а Qр = 0,0146 м³/с.

N = [30 * 0,02 / ( 29 * 0,0146 * 0,5 )]+ 1 = 4.

Объём продавочной жидкости Vп находим по формуле:

Vп = 0,785 d²вн Lc

Vп = 0,785 * 0,0765² * 2639 = 12,12 м³ .

Объём жидкости для осуществления гидроразрыва находим по формуле:

Vж = Qп / Сп = 10000 / 275 = 36,36 м³

Суммарное время работы одного агрегата 4АН-700 на скорости:

t = ( Vж + Vп ) / Qр ,

t =(36,36 + 12,12) / 0,0146 = 3320 = 56 мин.

3. Охрана недр и окружающей среды

В процессе своей хозяйственной деятельности человек оказывает влияние на состояние водных ресурсов, почвы, атмосферного воздуха, возобновляемых и не возобновляемых природных ресурсов. В результате антропогенного воздействия на природную среду в ней могут произойти необратимые изменения.

Создание и внедрение на нефтяных месторождениях экологически чистых и малоотходных технологий добычи, сбора и подготовки нефти является важнейшей отраслевой проблемой. Успешное решение данной проблемы немыслимо без ориентации на научно обоснованные прогрессивные экологические нормативы, опережающие разработку соответствующих технических решений, и повышение материальной заинтересованности и юридической ответственности предприятий п\о "Юганскнефтегаз" за реализацию природоохранных мероприятий ещё в большей степени относится к объектам сбора, подготовки нефти и воды.

До последнего времени считалось нецелесообразным в ежегодных тчётных данных НГДУ отражать количество нефтесодержащих отходов (нефтешламов), образующихся при подготовке нефти и воды и хранящихся в открытых илонакопителях или нефтеловушках. Появление же труднообрабатываемых эмульсионных нефтей на установках подготовки нефти (УПН) в основном объясняли субъективными причинами (нарушением технологического режима). Обработку таких нефтей пытались провести путём подбора определённого типа или композиций деэмульгаторов, способов их применения, увеличением удельного расхода реагентов, повышением температуры, времени отстаивания и др. В результате до сих пор при проектировании объектов подготовки нефти не учитываются реальные (объективные) причины появления стойких промежуточных эмульсионных слоёв в аппаратах подготовки нефти и воды и, как следствие, на УПН не предусматриваются необходимые мощности по автономной их обработке и утилизации.

В связи с этим на многих центральных нефтесборных пунктах вынуждены отводить значительные площади под сооружения для сбора и частичного разделения промежуточных эмульсионных слоёв на нефть и воду, концентрирования и накопления образующихся осадков (нефтешламов) в иловых картах (шламонакопителях).

В настоящее время отечественная нефтяная промышленность не располагает экологически чистой технологией и техникой по переработке нефтешламов и утилизации образующихся остатков. Работы в данном направлении ведутся в некоторых отраслевых институтах, как правило небольшими силами. Они пока не вышли из стадии опытно-промышленных испытаний и в ближайшее время вряд ли получат широкое распространение на промыслах. Отсюда вполне закономерно стремление производственных объединений для ускорения решения назревших вопросов, связанных с переработкой и утилизацией нефтесодержащих отходов, привлечь имеющийся опыт и технические возможности ведущих зарубежных фирм.

Очевидно, что в данном случае без предварительных сведений о количестве накопленного нефтешлама, выявления основных источников его формирования, прогнозной оценки ежегодного прироста нефтешлама на конкретном объекте нефтегазодобычи преждевременно решать остальные задачи.

При сложившейся системе подготовки нефти и воды с периодическим сбросом вместе с ними промежуточных слоёв в резервуары или нефтеловушки с последующей откачкой отстоявшейся нефти и воды на повторную обработку непосредственно показатель загрязнения механическими примесями уловленной нефти с установкой очистки сточных вод и трудноразрушаемые промежуточные слои определить невозможно. Нельзя установить этот показатель и в процессе откачки труднообрабатываемых остатков из промежуточной ёмкости (резервуара или нефтеловушки) в шламонакопитель, поскольку вместе с нефтешламом будет перекачиваться и значительная масса свободной воды.

Из известных методов автономной обработки стойких промежуточных слоёв (ловушечных нефтей) на практике наибольшее распространение получил термохимический метод. Он связан с предварительным (перед отстаиванием) интенсивным диспергированием ловушечных нефтей с избытком водной фазы при повышенных расходах деэмульгатора (или специально подобранных композиций реагентов), температура, добавлении специальных растворителей и т.п. Внедрение данной технологии позволяет сократить количество новообразуемого нефтешлама на ЦПС, но не может полностью исключить его появление.

При внедрении соответствующих организационно-технических мероприятий, связанных с повышением надёжности применяемого оборудования, общей технологической дисциплины производства источник накопления всевозможных нефтяных загрязнений может быть сокращён до минимума.

В период научно-технической революции недра нельзя рассматривать только как источник полезных ископаемых, необходимых для жизни и деятельности человека. Загрязнение недр и их нерациональное использование немедленно отрицательно отражается на всей геологической среде, состоянии и качестве поверхностных и подземных вод, атмосферы, почвы, леса, режиме рек и водоёмов, растительности и условиях обитания многих биологических видов. Загрязнение окружающей среды нефтью происходит в основном при утечке или повреждении нефтепроводов. В результате фонтанирования нефти- выброса из добывающих скважин или скважин, находящихся в состоянии бурения, загрязняются сотни гектаров почв.

В процессе проводки скважин предусматривается и реализуется комплекс мер по предотвращению выбросов, открытого фонтанирования, грифонообразования, обвалов стенок скважин, поглощений промывочной жидкости и других осложнений. Для этого нефтяные, газовые и водоносные интервалы в скважинах изолируется друг от друга, обеспечивается герметичность колонн, крепления ствола скважины кондуктором, промежуточными эксплуатационными колоннами с высоким качеством их цементирования.

Большое количество мероприятий следует осуществлять для охраны недр в процессе разработки месторождений. В основном эти меры сводятся к выбору рациональной системы разработки нефтяных, газовых или газоконденсатных месторождений, и контролю и регулированию разработки месторождений, внедрению эффективных методов повышения нефте-газо-конденсатоотдачи.

Выбор конкретного способа ликвидации загрязнения или их комбинации на начальной стадии работ подчинён основным целям - локализации нефтяного загрязнения, недопущения его распространения.

Для охраны земель нефтедобывающими предприятиями проводятся следующие мероприятия:

- предотвращение попадания в почву и почвогрунты различных химических реагентов, используемых в технологических процессах;

- ликвидация амбаров нефыти у скважин, сборных пунктов, головных сооружений и установок подготовки нефти;

- сокращение размеров земельных участков под строительство нефтпромысловых объектов за счет применения прогрессиивных методов строительства промысловых объектов, комплексных блочных установок, кустового бурения;

- сокращение аварий в добыче нефти и бурении за счет строгого выполнения планово-предупредительных ремонтов оборудования, применения средстви методов предотвращения коррозии.

Большую работу проводят по охране недр и окружающей среды при ремонтах и обработках скважин. Например, при ремонтно-изоляционных работах с применением тампонажных растворов, необходимо предотвратить попадание различных химических продуктов через негерметичности колонн в верхние водоносные горизонты. Для предотвращения этого предварительно колонну опрессовывают и, при необходимости, производят работы по ликвидации негерметичности.

Для предотвращения перетоков технологических жидкостей в незапланированные горизонты по негерметичному цементному кольцу перед ремонтом или обработкой призабойной зоны производят геофизические исследования и устанавливают направление и объем перетока. Затем проводят ремонт цементного кольца.

Для предотвращения фильтрации загрязненных жидкостей в грунтовые воды внутренние поверхности сточных сетей, шламовых амбаров должны быть сложены из противофильтрующих элементов. Оптимальные результаты дает замена земляных амбаров металлическими резервуарами с циркуляционной системой.

При скважин в пойменных зонах естественных водоемов разрабатывают дополнительные мероприятия, предотвращающие загрязнения грунтов и паводковых вод вредными веществами и производственными отходами.

При аврийных разливах промышленные стоки с вредными веществами сразу же собирают в приемники и нейтрализуют на месте.

Вещества, извлекаемые при очистке резервуаров, аппаратов и коммуникаций закапывают в местах, указанных местными органами пожарного и санитарного надзора.

По окончанию ремонта скважины очищают загрязненные нефтью и химреагентами участки вокруг скважины, засыпают амбары для шлама. Шлам вывозят специальным траспортом с металлической емкостью или контейнером.

В процессе ремонта скважины и после его завершения бытовой и производственный мусор собирают и вывозят в места свалки, согласованные с землепользованием. Часть мусора сжигают или засыпают в шламовых амбарах перед их ликвидацией.

Освоение скважины после ремонта, во время которого откачивают задавочную жидкость для вызова притока из пласта, производят после полной сборки устьевой арматуры.

Заключение

В течение всего периода разработки на Приобском месторождении проведено 290 операции ГРП, что составляет 72% от эксплуатационного фонда (402 скв.). Основной объем обработок приходится на скважины пласта АС12.

За период с начала применения ГРП (1994 год) на месторождении получено 7291760 т нефти, из которых 24,6% добыто благодаря применению ГРП. По объектам разделение доли добычи нефти от ГРП следующее: по пласту АС10 - 18,9%, по пласту АС11 - 8,8%, по пласту АС12 - 43,8%.

При проведении ГРП с 1999 года увеличились объемы расклинивающего агента: с 9,85 т до 32 т за счет глубокопроникающего ГРП.

Анализ результатов повторных профилей притока показывает резкое увеличение работающих мощностей после проведения ГРП.

На месторождении одновременно с ГРП применялись некоторые технологии обработки призабойной зоны, а также перфорации и приобщение ниже- и вышележащих пластов. При прогнозе сделана попытка снятия явных эффектов прироста дебита скважин, не связанных с применением ГРП. Однако проследить динамику работы скважин после ГРП на протяжении нескольких лет и достоверно разделить эффекты на последствия ГРП или каких либо других факторов сложно.

После пяти лет эксплуатации скважин после ГРП дебит нефти останется выше дебита до ГРП, особенно учитывая влияние эффективной закачки воды. Прогнозная продолжительность эффекта ГРП в среднем по месторождению оценивается в 16 лет (за счет объекта АС12).

Темпы падения дебита нефти

Время,лет	Темп падения	Накопленный
	за год,%	темп падения,%
1 год	2,33% в месяц	2,33% в месяц
2 год	1,75% в месяц	2,04% в месяц
3 год	1,25% в месяц	1,8% в месяц

Для увеличения эффективности ГРП должны применятся методы, базирующиеся, прежде всего, на промысловых испытаниях различных технологий, на основании опыта их применения в России и мире, учитывая особенности конкретного месторождения. Можно отметить следующие направления:

Увеличение охвата залежей воздействием с помощью поинтервального ГРП.

Увеличение длины трещины за счет закачки больших объемов проппанта.

Улучшение фильтрационных свойств пласта в околотрещинной зоне (пенный ГРП, гидрокислотный разрыв пласта ГКРП).

Повышение качества закрепления проппанта в трещинах для условий эксплуатации с повышенной депрессией на пласт с помощью закрепляющих добавок (пескоцементные смеси, низкополимерные гели), применения специальных волокон PROP NET фирмы Sclumberger Dowel.

Добавка в проппант реагентов, способных при последующих ОПЗ, вступать в экзотермические реакции (соли магния).

Постановка исследовательских работ в промысловых условиях Приобского месторождения с целью определения ориентации естественных трещин для прогноза искусственных трещинно-образований при ГРП.

Основные критерии для подбора скважин Приобского месторождения с целью проведения ГРП:

1. Нефтенасыщенная толщина: АС10-не менее 8 м,АС11-не менее 6м,АС12-не менее 12м.

2. Обводненность продукции: текущая обводненность не более 1,5% за последние 3 месяца работы скв. расстояние до ближайшей нагнетательной скважины не менее 700м.

Расположение забоя скважины: не рекомендуется проводить ГРП с расположенными в непосредственной близости (не более 200 м) обширными зонами замещения с целью избежания «стопа» при проведении ГРП.

Не рекомендуется проводить ГРП в зонах с аномальными пластовыми давлениями: аномально высокое пластовое давление - образовавшееся в результате сильной перекаченности системой ППД зоны, запланированной под ГРП, ввиду малых длин трещин, образовавшихся при проведении ГРП.

Глубокопроникающий гидроразрыв на сегодняшний день признан одним из наиболее действенных методов геолого-физического воздействия на продуктивные пласты, кратно увеличивающим производительность скважин.

Этот метод воздействия позволяет значительно повысить приведенный радиус скважины, проницаемость пласта в призабойной зоне, снизить скин-эффект и в конечном счете добиться увеличения дренируемых запасов нефти. Степень успешности гидроразрыва будет тем выше, чем выше длина трещины и ее проводимость. Прирост продуктивности скважины прямо пропорционален отношению проницаемости созданной трещины к проницаемости матрицы пласта. Оптимальный же размер трещины для каждой скважины определяется индивидуально на основе информации об обрабатываемом пласте.

Низкопроницаемые пласты, как правило, не охвачены закачкой воды, имеют в большинстве случаев пониженное пластовое давление, и проведение гидроразрывов этих пластов, ввиду дефицита пластовой энергии, не дает положительного эффекта, выраженного в приросте их производительности по нефти. Все эти факторы в заметной степени ограничивают круг возможных скважин кандидатов для стимуляции методом ГРП.

Не везде исчерпан потенциал для производства гидроразрыва пластов. Объектами для стимуляции могут быть скважины, расположенные в литологически экранированных линзах песчаников для последующей организации закачки воды и выработки запасов нефти с экономически рентабельными дебитами. Большой потенциал имеют и широко распространенные, но в настоящее время слабо вырабатываемые запасы нефти в низкопроницаемых терригенных пластах. Обеспечить выработку этих запасов без организации заводнения практически невозможно. Заставить принимать закачиваемую воду, помимо прочих известных условий, можно только с помощью гидроразрыва пластов, и не только в нагнетательных скважинах. Большой интерес представляет производство гидроразрыва в скважинах, выходящих из бурения в целях сохранения потенциала возможных дебитов.

Но широкая организация работ по стимулированию скважин возможна только при условии значительного удешевления стоимости работ.

Структура же затрат на производство ГРП с привлечением иностранной фирмы такова, что 40-44% общего объема составляет аренда оборудования и работа иностранной техники на скважине в процессе гидроразрыва, от 17 до 22% - стоимость проппанта и необходимого набора химикатов для обработки жидкости разрыва, до 20% затрат приходится на содержание и заработную плату привлекаемого иностранного персонала.

Показанная структура затрат при условии аренды специальной техники и оборудования и привлечения иностранного персонала убедительно свидетельствует, что сделать гидроразрыв высокорентабельным производством можно только при отказе от услуг иностранного персонала и максимального использования отечественной техники, проппанта и химических реагентов.

В первом приближении, требующем дополнительной экономической проработки, возобновить производство гидроразрыва на нефтяных месторождениях АО «Юганскнефтегаз» можно путем закупки у иностранных фирм минимально необходимой техники (насосные агрегаты, смесители, станции управления) и некоторого дополнительного оборудования (такого, как колонная головка, камеры, и пр.). Это же касается и жидкостей разрыва и деструкторов, предназначенных для снижения вязкости жидкости разрыва после закачки расчетных объемов расклинивающего агента. Поскольку стоимость химических реагентов составляет порядка 9-10% стоимости гидроразрыва, то на первых порах все необходимые добавки также можно закупать у иностранных фирм. Иностранный же проппант можно заменить отечественным, а где это возможно по характеристикам скважин, песком «оттава», волгоградским и другими.

На 2000г на Приобском месторождении планируется проведение ГРП на 52 скв.и получить дополнительную добычу нефти-299 тыс.т. за год, что позволит дополнительно вовлечь в разработку низкопроницаемые коллектора ,увеличить и стабилизировать уровень добычи .

Список используемой литературы

1. ”Эксплуатация нефтяных и газовых скважин” Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М. Москва «Недра» 1989г.

2. ”Справочная книга по добыче нефти” Гиматудинов Ш.К. Москва «Недра» 1974г.

3. ”Гидравлический разрыв пласта” П.М.Усачёв Москва «Недра» 1986г.

4. Геологический отчёт по Приобскому месторождению за 1998г.

5. Технико-экономическое обоснование освоения Приобского месторождения, СибНИИНП 1993г.

6. ”Нефть и капитал” VI 1996 г. Москва

7. ”Нефтегазовое обозрение” V 1999 г., Москва

8. Технологическая схема разработки Приобского месторождения Москва, Инжиниринговый центр “ЮКОС”,1999г

Размещено на Allbest.ru