Технология газодинамического разрыва пласта на НГДУ "Елховнефть"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Современный этап развития нефтегазодобывающего комплекса России находится в стадии ухудшения структуры остаточных извлекаемых запасов большинства разрабатываемых нефтяных месторождений, характеризуется существенным снижением эффективности выработки запасов и сильным ростом обводненности продукции скважин. В связи с этим в настоящее время приобретает актуальность эффективной реализации направлений по совершенствованию систем заводнения разрабатываемых месторождений и целесообразной разработкой осваиваемых. Вместе с тем, в процессе развития нефтегазодобывающего комплекса, накопился значительный опыт разработки нефтяных месторождений и, кроме того, опыт освоения, обоснования и эффективного применения вторичных и третичных методов увеличения нефтеотдачи.

Обобщение, изучение результатов применения МУН, их геолого-технологическое совершенствование позволит в значительной степени повысить эффективность разработки нефтяных месторождений.

Одним из крупнейших полигонов совершенствования систем разработки, активного освоения и использования методов увеличения нефтеотдачи различной специфики является НГДУ "Елховнефть".

В курсовом проекте рассмотрена технология газодинамического разрыва пласта, в целях увеличения нефтеотдачи пластов на НовоЕлховской площади Ново-Елховского месторождения.

1. Геологический раздел

1.1 Краткая геолого-промысловая характеристика площади

Ново-Елховская площадь занимает центральную часть Ново-Елховского месторождения, в административном отношении охватывает территорию Альметьевского района Республики Татарстан, в 20 км. к западу от города Альметьевска. Район площади покрыт сетью шоссейных и грунтовых дорог, через которые могут выполняться круглогодичные грузовые перевозки и связь с нефтепромысловыми объектами, а также выход на шоссейную дорогу федерального значения Казань-Уфа. По дорогам может осуществляться транспортная связь с железнодорожными станциями в г.Альметьевска.[4]

Для него характерен довольно пересеченный холмистый рельеф с наличием ассиметричных широких плато, перемежающихся относительно глубокими и широкими долинами. Гидрографическая сеть района сформировалась под влиянием общей направленности понижения рельефа к Камской долине. Территория по растительному покрову может быть отнесена к лесостепной зоне, значительная часть которой занята сельскохозяйственными угодьями. Климат района является типичным континентальным с достаточно суровой зимой (от минус 10 до минус 15 оС) с промерзанием почвы от 1,0 м до 1,5м. и теплым летом (от плюс 15 до плюс 20 оС). Наибольшая часть годовых осадков выпадает за период с мая по октябрь при среднегодовом количестве около 450мм.

Среднее атмосферное давление составляет 105 Па (736 мм. р.т. столба). Для ветров характерно преобладание южных, юго-западных и юго-восточных направлений со среднегодовой скоростью около 5м/с.

В районе расположения площади имеется ряд месторождений полезных ископаемых (известняки, гравий, суглинки, песок, гипс и др.), которые в качестве минерального и строительного сырья могут быть использованы для целей строительства объектов различного назначения. Кроме того, в технологической структуре НГДУ имеется развитая система сбора и транспорта нефти, в основном реализованная по групповой герметизированной схеме. В системе ППД для закачки используется как пресная вода из Камского водовода, так и очищенная сточная вода из ближайших товарных парков. Энергоснабжение осуществляется в основном через линии электропередач от Заинской ГРЭС. Интенсивная разработка Ново-Елховской площади привела к созданию в этом районе инфраструктуры, обеспечивающей занятость значительной части населения на предприятиях нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, строительно-монтажной индустрии, а также в сельскохозяйственном производстве (рис.1.).[4]

Рис. 1-Обзорная схема объектов нефтедобычи на территории НГДУ "Елховнефть"

1.2 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

Под пористостью горных пород понимают наличие в породе пустот (пор), незаполненных твердым веществом. Пористость -- показатель, широко используемый для характеристики коллекторских свойств пласта и определения запасов нефти и газа в залежи.

Количественно пористость характеризуется коэффициентами полной и открытой пористости.

Количественно пористость характеризуется коэффициентами полной и открытой пористости.

Коэффициентом полной (абсолютной) пористости называют отношение объема всех пор образца к видимому его объему.

Коэффициентом открытой пористости т0 принято называть отношение объема открытых, сообщающихся между собой пор, к видимому объему образца.

Коэффициенты пористости измеряются м долях единицы. Их можно выражать в процентах от объема Породы. Для песков значения полной и открытой пористости практически совпадают. В песчаниках и алевролитах полная пористость может на 5-6% превышать открытую. Наибольший объем "крытых пустот характерен для известняков и туфов.

Пористость зависит от гранулометрического состава горной породы, его неоднородности, степени сцементированности частиц. Если бы порода состояла из одинаковых шарообразных частиц, то М пористость не зависела бы от их диаметра, а определялась только и расположением относительно друг друга. Модель такого грунта, состоящего из шарообразных частиц одинакового диаметра, называют фиктивным грунтом. Эта модель широко используется для изучения Связи физических характеристик пористых сред между собой. Для фиктивного грунта при наиболее плотной упаковке частиц пористость составляет 25,9%, а при наименее плотной -- 47,6%. Пористость реальных коллекторов нефти и газа редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12 -- 25%.

Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Почти все без исключения осадочные породы обладают проницаемостью. Однако такие породы, как глины, доломиты, некоторые известняки, несмотря на сравнительно большую пористость имеют заметную проницаемость только для газа. Это объясняется малым размером пор, преимущественно субкапиллярного характера, в которых даже движение газа при реально существующих в пластах перепадах давления затруднено.

При содержании в пористой среде двух и более фаз (нефти, газа, воды) одновременно проницаемость различна для каждой из фаз, более того, зависит от доли объема пор, занимаемой фазами, и от взаимодействия самих фаз. Это привело к необходимости введения понятий абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.

Под абсолютной проницаемостью принято понимать проницаемость горной породы, которая определена по жидкостям или газам, полностью насыщающим пустотное пространство породы и химически инертным по отношению к ней. Абсолютная проницаемость характеризует только свойства самой породы и не должна зависеть от физико-химических свойств фильтрующейся жидкости или газа и от условий фильтрации.

Фазовой (эффективной) проницаемостью называют проницаемость горной породы для одной фазы при наличии или движении в поровом пространстве породы многофазной системы. фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от условий фильтрации, в основном от насыщенности порового пространства той или иной фазой и от характера межмолекулярного взаимодействия на границах раздела между фазами и на поверхности пор.

Влияние условий фильтрации на проницаемость горной породы характеризует относительная фазовая проницаемость - это отношение фазовой проницаемости к абсолютной.[7]

Основным объектом разработки на Ново-Елховской площади, как уже отмечалось выше, являются терригенные отложения кыновского и пашийского горизонтов франского яруса верхнего девона - горизонты Д0 и Д1 по промысловой индексации. Сложены они песчаниками, алевролитами и аргиллитами, переслаивающимися между собой и переходящими друг в друга. Откладывались они в условиях прибрежно-морских и дельтовых фаций.

Породы коллекторы представлены песчаниками и алевролитами мономинеральными. Минеральный состав - кварцевый, в небольшом количестве присутствуют пелитизированные серпицитизированные полевые шпаты. По гранулометрии - в составе преобладают две фракции: мелкозернистая псаммитовая и крупнозернистая алевролитовая, находящиеся на границе песчаников и алевролитов. Гранулометрический состав песчаников и алевролитов по территории месторождения и разрезу продуктивных отложений одинаков, т.е. по литологии пласты объекта неотличимы.

Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность. Обоснование кондиций коллекторов и их классификация проведена по методике с применением взаимной парной корреляции по следующим параметрам: пористость, проницаемость, глинистость, остаточная водонасыщенность, остаточная нефтенасыщенность, удельный дебит по нефти, коэффициент вытеснения нефти водой (табл.1).

Толщина пластов. Отмечено закономерное сокращение толщины отложений горизонтов с юга на север месторождения (табл.2).

В целом пласты объекта разработки представляют собой единую гидродинамическую систему, что подтверждается общим для всех пластов ВНК.

Пласты Ново-Елховской площади обладают малой толщиной, но сравнительно хорошими емкостно - фильтрационными свойствами (табл.3).

Таблица 1-Граничные значения пород-коллекторов и их классификация для горизонтов Д0 и Д1 Ново-Елховской площади

Параметры	Не коллектор	Коллектор
	аргиллиты, алевролиты, мелко и среднезернистые, глинистые	1 класс Низкопроницаемые или низкопродуктивные	2 класс Хорошопроницаемые или хорошо продуктивные
		крупнозерн. алевролиты и мелкозерн. песчаники	мелкозерн. песчаники и крупнозерн. алевролиты
Пористость, m, %	менее14	14-18	более 18
Проницаемость, К, 10-3, мкм2	менее 70	70-200	более 200
Нефтенасыщенность, Кн, %	менее 70	70-85	более 85
Глинистость, Кгл, %	более 5	5-2,5	менее 2,5
Динамическая пористость, %	менее 32	32-55	более 55
Динамическая нефтенасыщенность, Кн.дин, %	менее 10	10-16	более 16
Коэффициент вытеснения, Квыт, %	нет	68-72	72-85
Удельный дебит, т/(сутм)	менее 0,5	0,5-2,0	более 2,0

Таблица 2-Изменение толщины отложений по Ново-Елховской площади

Отложения	Толщина отложений, м
Кыновский горизонт	22
Верхнее пашийский подгоризонт	14,5
Нижнее пашийский подгоризонт	22

Параметры коллекторов определены посредством геофизики по палеткам, построенным по данным керна, т.е. фактические параметры приняты по керну. Средние значения по пластам и классам коллекторов рассчитывались взвешиванием: пористость по толщине, нефтенасыщенность по произведению толщины на пористость, проницаемость определена по статистической зависимости проницаемости от параметра динамической нефтенасыщенности (произведение пористости и нефтенасыщенности), толщина - взвешиванием по площади. Так как существуют различия в параметрах внутри каждого пласта, поэтому для расчетов приняты средние параметры по классам коллекторов.

Таблица 3-Средневзвешенные параметры коллекторов по Ново-Елховской площади

Пласты	Класс коллектора	Нефтенасыщенная Толщина пластов, м	Параметры коллекторов по месторождению:
			m, %	Кн, %	К, 10-3 мкм2
Д0	1	2,5	16,0	82	140
	2	3,6	20,0	87	500
а	1	1,9	16,0	82	140
	2	2,4	20,0	87	500
б1	1	2,0	16,0	82	140
	2	3,0	20,0	87	500
б2+3	1	2,4	16,0	82	140
	2	3,9	20,0	87	500
в	1	1,9	16,0	82	140
	2	3,0	20,0	87	500
г	1	4,5	16,0	82	140
	2	6,1	20,0	87	500
д	1	1,8	16,0	82	140
	2	2,3	20,0	87	500

Одной из главных особенностей геологического строения объекта является его расчлененность, которая на месторождении достаточно высока: в разрезе выделяются до 9-10 пластов, а для нефтенасыщенной части разреза 6-9 пластов.

Второй показатель неоднородности песчанистость в целом по разрезу изменяется не столь значительно от 0,397 до 0,468 и в среднем по площади равна 0,417.[4].

1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Изучение свойств нефти и растворенного газа Ново-Елховской площади проводилось в ТатНИПИнефть и в ЦНИЛе объединения «Татнефть". Исследования пластовой нефти проводились на установках СКБ-5 (1957-65 г.г.), УИПН-2 и АСМ-300. Анализ газов выделенных при разгазировании нефти, проводился на аппаратах ВТИ-2, ЦИАТИМ-51У и хроматографах. Анализ поверхностных проб нефти (табл.5) выполнялся по существующим ГОСТам при стандартных условиях (20 0С и 760 мм.рт.ст.). Объем исследований глубинных проб показаны в таблице 4.

Таблица 4-Выполненный объем исследований глубинных проб нефти, ГПН

Площадь	Горизонт	Количество
		скважин	анализов
Ново-Елховская	Д0	11	22
	Д1	65	96

При расчете средних значений параметров проводилась отбраковка результатов анализов. К некачественным относились результаты, где отмечалось несоответствие основных показателей, например, при высоком газосодержании - низкое давление насыщения, высокая вязкость нефти и др. Некачественные глубинные пробы нефти обусловлены, главным образом, затрудненными условиями отбора в механизированных скважинах.

Нефть терригенных отложений девона Ново-Елховской площади по основным характеристикам аналогична Ромашкинской и Туймазинской: сернистая (0,5-2 %), среднепарафинистая (1,5-6 %), содержание фракций до 350 0С (30-45 %), маловязкая ( 4,2 мПа•с). В изменении средних значений основных параметров нефти отмечается закономерность увеличения газосодержания с юга на север и, как следствие этого, увеличение объемного коэффициента, уменьшение плотности и вязкости нефти. Различия в свойствах нефти между горизонтами Д0 и Д1 хотя и имеются, но обусловлены вариацией выборочных средних, т.е. несущественны. Средние данные основных свойств пластовой поверхности по Ново-Елховской площади представлены в таблице 5.

Таблица 5-Средние параметры основных свойств пластовой и поверхностной нефти по Ново-Елховской площади

Параметры	Средние значения по площади
	Ново-Елховская
Давление насыщения, МПа	8,24
Газосодержание, м3/т	53,5
Пересчетный коэффициент	0,8795
Плотность пл.нефти, т/м3	815
Вязкость пл. нефти, мПас	4,2
Плотность пов. нефти, кг/м3 Д0 Д1	862 863
Содержание серы, % вес	1,6

Водоносность продуктивных отложений верхнего девона приурочена к песчано-алевролитовым пластам пашийского и кыновского горизонтов. Дебиты скважин колеблются от 7 до 92 м3/сут при понижении уровня воды в скважинах на 370-400 м. от устья. Наименьшая водообильность приурочена к горизонту Д0, в связи с небольшой толщиной пластов и их линзовидным, полосообразным распространением.

Статистические (первоначальные) уровни устанавливались на абс. отметках 15-25 м. Первоначальное пластовое давление находилось в пределах 17,3-19,3 МПа, температура недр 36-41 0С.

Единство химического и газового состава подземных вод, примерно одинаковые статистические уровни в скважинах, вскрывших горизонты Д0 и Д1 свидетельствуют об одинаковых условиях формирования качественного состава вод. О наличии хорошей гидродинамической связи между горизонтами.

Подземные воды терригенного девона существенно отличаются от пластовых вод верхних водоносных горизонтов. Подземные воды каменноугольной системы меньше минерализованы, в них меньше содержание кальция, больше содержание сульфатов и гидрокарбонатов. В газовом составе преобладает азот (до 75 % от объема), метана до 8,7 %, углекислого газа до 1,6 %.

Воды пермских отложений приурочены к трещиноватым и кавернозным известнякам сакмарского, уфимского, казанского, татарского ярусов. Воды слабоминерализованные, сульфатно-натриевые и карбонатные и карбонатно-натриевые.

Для закачки в пласты используется вода р.Камы; вода пресная, гидрокарбонатно-кальциевые и гидрокарбонатно-сульфатно-кальциевая, плотностью 1000-1001,8 кг/м3, поэтому смешанные воды, получаемые в процессе разработки месторождения, характеризуются значительно меньшей минерализацией, повышенным содержанием сульфатов и гидрокарбонатов по сравнению с пластовыми водами терригенного девона.

1.4 Краткая технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин

В консервации находится 70 скважин. Основными причинами консервации являются малодебитность, высокая обводненность, низкое пластовое давление. Изменение фонда скважин( табл.6.)

Таблица 6-Изменение фонда скважин Ново-Елховской площади в период с 01.01.2013 г по 01.01.2015г

Наименование	на 01.01.2013	на 01.01.2014	на 01.01.2015
эксплуатационный фонд добывающих скважин	556	554	553
действующий	504	490	494
бездействующий	52	64	59
освоение	0	0	0
эксплуатационный фонд нагнетательных скважин	397	399	397
действующий	361	350	353
бездействующий	36	49	44
освоение	0	0	0
неэксплуатационный фонд	463	463	466
тех.вода	3	5	8
наблюдательные	0	0	0
пьезометрические	80	75	75
консервация	65	68	70
ликвидированные после бурения	45	45	45
ликвидированные после эксплуат.	255	259	260
итого ликвидированных	300	304	305
ожидающие ликвидации	15	11	8
разведочные (ож.освоения из бурения пр.лет)	0	0	0
поглотительные	0	0	0
экологические+гидрогеол.	0	0	0
водозаборные	0	0	0
итого	1416	1416	1416

В фонде нагнетательных скважин находится 397 скважин. Из них под закачкой - 353 скважины, бездействующих 44.

В ликвидированном фонде находятся 305 скважин, из них ликвидированные после бурения-45, после эксплуатации- 260. Контроль за разработкой осуществляют 75 пьезометрических скважин, 8 - дающих техническую воду.[4].

1.5 Анализ состояния разработки площади

В 2008 году со скважин Ново-Елховской площади, находящейся на четвертой стадии разработки, отобрано 468,726 тыс.т нефти при плане 465,5 тыс.т. По "Уточненному проекту разработки горизонтов До и Д1 Ново Елховского месторождения на поздней стадии" добыча нефти в 2008 г равна

484,3 тыс. т и отбор от утвержденных начальных извлекаемых запасов - 89,78%., темп отбора по площади 0,29%. Фактические годовой темп отбора по площади и отбор от НИЗ равны проектным значениям. Процесс разработки характеризуется сравнительно высоким темпом отбора. Обеспеченность отбора жидкости закачкой составила 108,7%, что выше проектного значения (102,4%) на 6,3 %, при норме 113,9%. Среднесуточный дебит по нефти равен 2,66 т/сут, по проекту 2,56 т/сут, обводненность - 85,7% (меньше чем заложено в проекте -88,08%).

Водонефтяной фактор равен 1,94. При увеличении добычи жидкости и закачки пластовое давление в зоне отбора выросло и составило 151,8 атм. Текущий коэффициент нефтеотдачи по состоянию на 1.01.2015г - 0,420.

Для рационального ведения выработки запасов из 7 продуктивных пластов площадь разбита на шесть блоков, отличающихся как по литологии, по толщине пластов, отсутствием или наличием зон слияния, по простиранию.

В 2014г на 6 блоке нормы добычи выполнены на 102%, добыто 103 тыс. т нефти. Нормы по жидкости перевыполнены на 71 тыс.т. Среднегодовая обводнённость продукции в целом по блоку увеличилась до 79% (против 76,7% в 2013г). Произошло снижение компенсации и рост пластового давления в зоне отборов на 1,5 атм за счёт снижения не производительной закачки.

Нормы добычи нефти выполнены по 7 блоку. Добыча жидкости, объём закачки и компенсации на уровни прошлого года.

На 8 блоке имеет место увеличение объемов закачки (с 372,8 тыс. м3 в 2008г до 501,9 тыс.м3, происходит рост не производительной закачки) и отборов жидкости ( 227,7 тыс. т в 2008г до 266,5 тыс.т) на 14,5 по сравнению с прошлым годом. Пластовое давление увеличилось на 0,8 атм и составило 154атм. Продолжается рост обводненности добываемой продукции с 78,1 % в 2006г 83,5% в 2007г и 84,7% в 2008г. На сегодняшний день 37% (23 скв.) действующего фонда скважин работают с обводненностью 50-90% и 41,9% (26 скв.) с обводненностью более 90%. Блок №9 представлен уникальными мощными пластами “б1”,”б2+3”которые приурочены к ВНЗ.

Разработка ведется с 2005 г при циклировании нагнетательных скважин, а добывающие скважины, циклируемые ранее, работают в постоянном режиме. Пластовое давление в зоне отбора по блоку сохраняется на уровне 156,0-156,7 атм. С изменением условий циклирования нагнетательных скважин, закачка увеличилась с 251 тыс. м3 до 340,8 тыс.м3. Нормы добыча нефти по блоку не выполнены на 0,8 тыс.т. В 2014г годовой отбор составил 49,2 тыс. т, однако это на 12,5% больше, чем в 2013г. Наблюдается увеличение обводненности добываемой продукции до 94,7% по сравнению с 2013г 93,8%.

Нормы добычи по 10 блоку выполнены на 101,6% (норма-73,0 тыс.т добыто 74,2 тыс.т.нефти). Добыча жидкости больше прошлого года, на 32,4 тыс.т больше норм. При увеличении объемов закачки на 10 % по сравнению с прошлым годом удалось увеличить пластовое давление на 1,4 атм.

В геологическом строении 11 блока принимают участие все пласты разреза горизонта Д1, пласты верхней пачки "а, б" представлены, в основном, слабопроницаемыми коллекторами малой толщины. Нормы отбора по блоку выполнены на 102,6%. Увеличение закачки произошло из-за ввода из б/д нагнетательной скважины №2116, которая необходима для восстановления пластового давления на скв.№№4454, 2755. Пластовое давление увеличилось с 145,2 атм. 2014г. 146,5 атм в 2014г.

Блок №11 - сложный алевролитовый участок, для поддержания пластового давления, необходимо вести закачку под большим давлением нагнетания, для этого организована закачка через шурф №2626.

На сегодняшний день по Ново-Елховской площади 98,1% извлекаемых запасов нефти вовлечены в активную разработку. С начала разработки из продуктивных пластов извлечено 145,759 млн.т нефти, текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,420.

С начала разработки добыто 280,373 млн. т попутной воды, водонефтяной фактор 1,92. Добыча жидкости с начала разработки составляет 426,132 млн.т, в пластовых условиях - 458,914 млн. м3. Практически все скважины работают с водой, в том числе с обводненностью выше 90% - 32,4% действующего фонда скважин. Для компенсации отбора жидкости с начала разработки в продуктивные пласты закачали 514,738 млн. м3 воды, что составляет 112,2% к отбору жидкости в пластовых условиях.

В выработке запасов нефти по отдельным пластам важное значение имеет определение доли участия каждого пласта в процессе разработки. На основе всего комплекса промыслово-геофизических исследований с привлечением информации о коллекторских свойствах пластов, степени их вскрытия, от условий залегания коллекторов относительно линий нагнетания определяется доля участия каждого пласта в выработке запасов.

Пласт "До". Коллекторы пласта на юге Ново-Елховской площади встречаются в виде линз, но с продвижением к ее северной части они представлены в виде двух полос. В подавляющем большинстве скважин коллектор представлен одним пластом и редко расслаивается на два пропластка.

Основная доля извлекаемых запасов приходится на коллектора 1 класса, на долю глинистых песчаников приходится - 8,6%, на коллектора 2 класса - 4,1%.

Отборы нефти сохранились на прежнем уровне (56тыс.т.) соответственно темп равен 0,47% от НИЗ. Доля в добыче по площади за 2014 г. составляет 11,5%. С начала разработки из пласта отобрано 10,878 млн.т. нефти, что составляет 91,6% от НИЗ. Годовой процент обводнения составили 74,3%

Пласт "а". Коллекторы по всей площади залегают в виде отдельных линз, которые имеют самую разнообразную конфигурацию и размеры, четко выраженной ориентации и приуроченности не наблюдается. Линзы со всех сторон ограничены не коллекторами, и только на крайнем севере, западе и юге встречаются линзы с краевыми водами.

На пласт "а" приходится 6,4% запасов по площади от НИЗ. В коллекторах 1 класса сосредоточены 74,6% извлекаемых запасов пласта, в коллекторах 2 класса -7,6% и незначительные запасы в глинистых песчаниках и водо-нефтяной зоне. Наблюдается снижение отбора по пласту и составил 46 тыс.т нефти, темп отбора 0,43%. Соответственно доля в годовой добыче снизилась с 10,4% до 9,5%. Процент обводнения равен 83%. Из пласта с начала разработки отобрано 6,657 млн. т нефти или 63,5% от НИЗ.

Пласт "б1". Коллекторы имеют более широкое распространение, чем в пласте "а". Пласты-коллекторы залегают в виде полос меридионального и субмеридионального простирания, имеют площадной характер простирания в виде небольших линз. Площади залегания высокопродуктивных коллекторов приурочены к зонам слияния с верхним и нижним пластами и, как правило, к краевым зонам на западе, севере и востоке.

В пределах Ново-Елховской площади прослеживается гидродинамическая связь пластов горизонта Д1 через зоны их слияния. По пласту "б1" максимальная площадь слияния с верхним и нижним пластами - 10758 га.

Технологическая закачка по пласту "б1" за 2014 год составила 724 тыс.м3, производительная 649 тыс.м3. Обеспеченность годового отбора жидкости технологической закачкой составила 101,5%, производительной 90,9%. Под закачку воды введены нагнетательные скважины №№ 392, 976 (по пластам "б1", "б2+3" ).

Пласт "б2+3". Коллекторы залегают почти повсеместно и характеризуются наиболее широким распространением. Однако, несмотря на площадной характер его распространения, он имеет весьма сложное, мозаичное строение: полосы и линзы высокопродуктивных коллекторов и глинистых коллекторов перемежаются на некоторых участках с зонами неколлекторов. Пласт часто расчленяется на два пропластка. Пласт является одним из самых продуктивных в разрезе площади, содержит 25,8% от начальных извлекаемых запасов горизонтов Д0Д1. В коллекторах 1 класса содержится 67% от НИЗ пласта. Хорошими темпами вырабатываются коллектора 1, 2 класса, глинистые коллектора 1 класса (0,28; 1,5; 0,85). Отборы несколько выше прошлого года на 5 % и равны 186 тыс. т, против 177 тыс. т в 2013 году, темп отбора - 0,44%.

Доля добычи нефти по пласту самая высокая и равна 38,3%, а обводненность добываемой продукция увеличилась с 79,8 до 80,2%. С начала разработки отобрано 42,101 млн. т нефти, что составляет 100,3% от НИЗ. В 2008 году технологическая закачка по пласту составила 1196 тыс. м3 или 37,8% от всей технологической закачки по площади. Обеспеченность годового отбора жидкости из пласта технологической и производительной закачкой 122,6% и 110,8% соответственно. Для восстановления пластового давления, полной выработки застойных зон по пласту "б2+3" были освоены под закачку воды скважины № 392, 976, 1017.

Пласт "в". Нефтенасыщенные коллекторы развиты в основном в центральной и восточной частях площади. Отборы и темпы сохранились на прежнем уровне, соответственно 32 тыс.т нефти и 0,16%. Доля добычи по площади составляет 6,6%, обводненность продукции 86,3%. С начала разработки из пласта отобрано 19,16 млн.т нефти, закачка воды по пласту технологическая 310 тыс.м3, производительная 304 тыс.м3, компенсация отбора жидкости производительной закачкой 92,2%. Освоена под закачку воды скважин № 976.

Пласты "г" и "д". Нефтенасыщенные коллекторы приурочены к центральной и восточной частям пласта "г". По пласту "д" коллектора неглинистые высокопродуктивные. Начальные извлекаемые запасы по пластам "г" и "д" составляют 34,5%, в т.ч. по пласту "г" -33,3% от запасов площади. Основные запасы приурочены к коллекторам 1 класса и ВНЗ.

По пластам "г" и "д" отборы нефти составили 42 тыс.т. нефти против 49 тыс.т. в прошлом году и темп отбора равен 0,08%, обводненность равна 90%. С начала разработки из пластов отобрано 45,726 млн.т. нефти или 81,26% от НИЗ. Доля в добыче по площади равна 8,6%.

Технологическая закачка по пласту "г" за 2014 год составила 340 тыс.м3, производительная 302 тыс.м3. Обеспеченность годового отбора жидкости технологической закачкой составила 81%, производительной 71,9%. В закачке по пласту "д" нет необходимости.

Выработка запасов по блокам, отборы от НИЗ и ТИЗ, обеспеченность закачкой и соответственно пластовые давления показаны в таблице "Добыча нефти, отборы жидкости и закачки воды по блокам Ново-Елховского месторождения". Высокими темпами выработки от НИЗ отличаются 6,10, 11 блоки 0,43%, 0,46% и 0,35% соответственно. Необходимость сохранения высокой обеспеченности отборов жидкости закачкой на 6,8,10 блоках (137,9%, 165,4%, и 178,8%) обусловлено геологическим строением: высокой расчлененностью объектов разработки, зональной неоднородностью по пластам, залеганием коллекторов в виде отдельных линз, которые имеют самую разнообразную конфигурацию и размеры.

Пластовые давления в зоне отбора изменяются от 145,2 атм до 156,7 атм. На 9 блоке пласты "б1,б2+3" с подошвенной водой, имеют площадной характер залегания, высокопродуктивные коллектора приурочены к зонам слияния и к краевым зонам на востоке. При увеличении отбора нефти по 9 блоку с 51,5тыс.т в 2013г до 55тыс.т, обводненности - 93,8%, ком.

Изменение действующего фонда скважин в процессе разработки Ново-Елховской площади представлены на рис. 2.



Рис. 2-Гистограмма изменений действующего фонда скважин в процессе разработки Ново-Елховской площади.

2. Технико-технологический раздел

2.1 Причины снижения производительности скважин

Снижение производительности скважин и их малодебитность может быть обусловлена естественными факторами (снижение забойного давления, низкая проницаемость пород, Малая толщина пласта и высокая вязкость нефти) и искусственными, связанными с загрязнением ПЗП в процессе бурения и эксплуатации.

Снижение производительности скважин, эксплуатируемых с песчаной пробкой, является результатом уменьшения площади фильтрации и увеличения дополнительного сопротивления. Величина этого сопротивления зависит от фильтрационных свойств пробки, фильтрационных параметров пласта (анизотропии пласта), расчлененнности пласта, неоднородности по площади и разрезу, а также величины области перекрывания пласта пробкой. Кроме неподвижной структуры на забое пробки могут образовываться и в стволе скважины в виде псевдоожижженного слоя.

Размеры этого слоя зависят от размеров твердых частиц, свойств флюида и скорости потока газа. В зависимости от этих параметров существует определённая скорость, при которой неподвижный слой пробки начинает переходить в псевдоожиженное состояние. При этом степень расширения слоя уменьшается при увеличении газоконденсатного фактора. Влияние псевдоожиженного слоя меньше, чем неподвижной пробки, но при скорости потока меньшей скорости уноса этот слой после остановки скважины оседает на забой и приводит к падению производительности при дальнейшей эксплуатации.

На различных этапах образования пробки и в зависимости от конструкции скважины меняется фракционный состав пробки, который предоопределяет изменение производительности скважин. С увеличением глубины спуска фонтанных труб в зону интервала перфорации содержание крупных фракций в пробке увеличивается. На различных этапах образования пробки и в зависимости от конструкции скважины меняется фракционный состав пробки, который предоопределяет изменение производительности скважин. С увеличением глубины спуска фонтанных труб в зону интервала перфорации содержание крупных фракций в пробке увеличивается. Снижение производительности скважин, эксплуатируемых с песчаной пробкой, является результатом уменьшения площади фильтрации и увеличения дополнительного сопротивления. Величина этого сопротивления зависит от фильтрационных свойств пробки, фильтрационных параметров пласта (анизотропии пласта), расчленённности пласта, неоднородности по площади и разрезу, а также величины области перекрывания пласта пробкой.

Полное перекрытие пласта песчаной пробкой. При полном перекрытии пласта пробкой снижение дебита скважины тем существеннее, чем больше толщина пласта (рис.3). Так, например, при соотношении проницаемостей пласта и пробки k/kпр=0,01 и толщине пласта h=1м производительность скважины ухудшается на 8%, а при h=10м - соответственно на 80%. При постоянной толщине пласта производительность резко ухудшается с увеличением k/kп от нуля до 0,01.

Частичное перекрытие пласта песчаной пробкой. При частичном перекрытии забоя скважины пробкой, т.е. при h>hпр, зависимость отношения суммарного дебита скважины с пробкой к общему дебиту без пробки `Q от k/kпр (рис.4) имеет тот же качественный характер, что и при полном перекрытии пласта пробкой, но с резким изменением в области значительно меньших относительных проницаемостей (k/kпр близко к нулю).Таким образом, зона, перекрытая пробкой, практически не работает.

Следовательно, при наличии непроницаемых пропластков в разрезе и образовании песчаных пробок ниже непроницаемого пропластка отработка газоносного пласта ниже непроницаемого пропластка происходит весьма незначительно.



Рис.3-Зависимость относительного дебита Q при полном перекрытии пластов пробкой

Рис.4-Зависимость относительного дебита Q при частичном перекрытии пластов пробкой

В условиях разработки можно обеспечить режим эксплуатации без образования песчаной пробки путём увеличения депрессии, но в случае не разрушающихся коллекторов. [8]

Снижение производительности скважин может повлечь глушение их холодной водой. Причиной этому может служить образование АСП (асфальто-смоло парафинистых отложений) в ПЗП. Такое же явление возможно при промывке холодным буровым раствором ПЗП. На месторождениях с парафинистой нефтью образование монолитных поверхностных слоев может привести к значительному снижению дебита и даже полной закупорке перового пространства пласта. Поэтому важно на стадии освоения скважины достоверно оценить размеры области выпадения углеводородов с целью выбрать оптимальный способ вторичного вскрытия пласта и метода освоения скважины, величины депрессий, необходимых для вызова притока из пласта, а также методов интенсификации притока.

Наряду со снижением производительности скважин по мере обводнения добываемой продукции большое влияние на текущую добычу, а также на нефтеотдачу имеет состояние призабойной зоны пласта. Так, лабораторными работами, проведенными Е. М. Выгодским установлено, что при фильтрации через породу глинистого раствора образуется глинистая корка, которая может снизить проницаемость до нуля. Глинистая корка так же образуется в результате разделения твердой и жидкой фаз промывочной жидкости в процессе ее фильтрации. Формирование глинистой корки протекает, в зависимости от соотношения характерных размеров частиц и размеров пор, с преобладанием проникновения твердых частиц в поры коллектора или без заметного их проникновения.

В первом случае наряду с зоной глинистой корки образуется зона кольматации.

Во втором случае формируется только глинистая корка. Размеры глинистой корки колеблются от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров. Плотность корки может меняться по различным законам, возрастая по направлению фильтрации. Многие исследователи отмечают изменения пористости, прочности, напряжения на сдвиг и других технологических показателей по толщине корки.

Типичные буровые растворы формируют корку с характерной ячеистой структурой. При этом исходный необработанный буровой раствор образует корку, в которой частицы ориентированы по направлению фильтрации, а внутрипоровое пространство характеризуется высокой степенью однородности с преобладанием в структуре скелета корки частиц определенного размера.

Твердые частицы в глинистой корке находятся под воздействием внешних и внутренних сил, взаимодействуют с окружающей их гидратной оболочкой и между собой.

К внешним энергетическим полям, воздействующим на частицы корки, относятся поля, возбуждаемые внешней нагрузкой (перепад давлений, гравитационные силы). Внутренние поля возбуждаются взаимодействием между частицами. К ним относятся: силы химической природы, молекулярные, ионно электростатические, капиллярные и магнитные.

Силы взаимодействия между частицами формируют связи между ними и их агрегатами. Фильтрация через глинистую корку контролируется изменениями проницаемости и закономерностями распределения эффективных напряжений по толщине корки, а также зависит от состава и свойств промывочной жидкости. Водоотдача через корку нелинейно зависит от перепадов давления через корку, и максимальная водоотдача существует при так называемом критическом значении перепада давлений.[9]

В процессе эксплуатации газоконденсатных месторождений одной из причин снижения производительности скважин является выпадение, накопление и частичный вынос конденсата в призабойной зоне пласта. Выпадение конденсата обусловлено снижением пластового давления ниже давления начала конденсации, вследствие чего ухудшаются фильтрационные характеристики пласта.

Вскрытие продуктивных пластов с применением глинистых растворов приводит к снижению производительности скважин. Применение специальных жидкостей при вскрытии продуктивных пластов позволяет увеличить производительность скважин. Установлено, что эта высокая производительность сохраняется длительное время.

Снижение температуры вызывает резкое увеличение вязкости нефти, уменьшение ее подвижности, снижение производительности скважин.[10]

2.2 Краткий обзор МУН, проводимых в НГДУ "Елховнефть"

Для сохранения высоких объёмов добычи нефти и достаточно полной выработки запасов нефти на месторождении с 1971 г широко используются технологии увеличения нефтеизвлечения, эффективность которых в различных геолого-физических условиях залегания пластов и на различных стадиях разработки нефтяных залежей различна. Существенную долю их составляют физико-химические методы. Все мероприятия по применению методов увеличения нефтеизвлечения, применяемые на скважинах месторождения, по цели проведения воздействия относятся к следующим группам:

стимуляция отбора продукции добывающих скважин;

водоограничение продукции добывающих скважин;

оптимизация профиля приёмистости нагнетательных скважин;

увеличение нефтеотдачи пласта через нагнетательные скважины.

Методы, относящиеся к трём первым группам, осуществляются путем воздействия на пласт в прискважинной зоне добывающих и нагнетательных скважин. Методами последней группы осуществляется воздействие на пласт в значительном отдалении от нагнетательных скважин. В табл. 9 представлены данные по фактическому применению методов повышения нефтеотдачи пластов при разработке Ново-Елховской площади месторождения.

Всего на площадях Ново-Елховского месторождения применяется более 40 технологий и методов увеличения нефтеотдачи пластов. Примерно, столько же технологий проходят опытно-промысловые испытания.

Анализ материалов отчетности ТатАСУнефть с 1.01.1994 по 1.01.15г показывает следующее.

Всего на Ново-Елховской площади было проведено 679 скважино-обработок, в результате которых получено 533,828 тыс. т дополнительной нефти. При этом 59,0 % всех произведённых обработок приходится на добывающие скважины, за счёт обработок которых получено 46,0 % общей дополнительной добычи нефти. 41 % всех произведённых обработок приходится на нагнетательные скважины, за счёт обработок которых получено 54,0 % общей дополнительной добычи нефти. 18,5% всех произведённых обработок приходится на технологию волнового воздействия, за счёт которой получено 22,1 % общей дополнительной добычи нефти.

Наиболее представительными являются технологии, основанные на применении волнового и имплозионного воздействия: сейсмоакустическое, вибровоздействие, термобароимплозионное, депрессионное воздействие + термоимплозия. Эти технологии предназначены для очистки прискважинной зоны пласта и стимуляции работы как добывающих, так и нагнетательных скважин.

Среди них лидирующее место занимает вибровоздействие (ВБД). Данным методом была обработана 102 призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин Ново-Елховской площади и получено соответственно 132,346 тыс. т дополнительной нефти, что составляет 41,9 %, от дополнительной нефти, полученной за счёт применения волновых методов на этой площади. Технологический эффект на 1 скважину составил, в среднем, 1,5 тыс. т.

Большая часть применяемых на площади методов направлена на стимуляцию работы добывающих скважин.

Наряду с методами, издавна нашедшими широкое применение при разработке залежей нефти рассматриваемых площадей, стали внедряться и сравнительно новые методы.

К таким методам относится воздействие на призабойную зону пласта высокоэффективными кислотными поверхностно-активными составами (КПАС). Данная технология направлена на повышение текущего и конечного значений коэффициента нефтеотдачи за счёт увеличения охвата пласта воздействием при заводнении, достигаемого закачкой через нагнетательные скважины КПАС, и интенсификации притока нефти на эксплуатационных скважинах.

Кислотным поверхностно-активным составом было обработано 15 нагнетательных скважин и получено 12,286 тыс. т дополнительной нефти.

С 1998г на добывающих скважинах нашли успешное применение комплексные методы повышения нефтеотдачи пластов, сочетающие достоинства методов стимуляции и водоограничения. К методам данной группы относятся вахсид и использование реагента многофункционального действия (РМД-1). На 1.01.014г данным методом было обработано 7 скважин и получено в результате этого 437 тыс. т дополнительной нефти.

С целью ограничения попутно добываемой воды широко применяются методы, обладающие тампонирующими свойствами на основе гелеобразных систем и вязкоупругих составов.

Наиболее представленной, по количеству обработок, технологией является технология с применением закачек вязкоупругих составов (ВУС), в основу реализации которой, заложено выравнивание неоднородности пласта за счёт проявления начального градиента и высоких остаточных факторов сопротивлений в высокопроницаемых пластах. Было проведено 17 обработок и получено за счёт них 1,8 тыс. т дополнительной нефти.

Гидрофобизация пласта составом СНПХ-9633 была проведена на 16 скважинах и получено 10,186 тыс. т дополнительной нефти.

Также ведутся работы с целью водоограничения попутно добываемой воды с применением низкомодульного жидкого стекла, силикат-гелевых систем (СГС). Наряду с перечисленными методами ведутся работы по гидроразрыву пласта, бурению горизонтальных скважин и зарезке вторых стволов. Из методов, применяемых на нагнетательных скважинах, распространены потоко отклоняющие, используемые в заводнённых зонах. Среди этих методов доминируют технологии, основанные на создании барьера на пути закачиваемой воды путём регулируемого геле- и осадкобразования в промытой зоне, вследствие чего увеличивается охват пласта заводнением: СПС, КДС, ВДС с наполнителем (ПДНС), ПДС, ПДС+алюмохлорид и ОЭЦ, применяется также и микробиологическое воздействие. Этими методами было обработано 97 скважин и получено 90,984 тыс. т дополнительной нефти, что составляет 8,2 % от всей дополнительной добычи, полученной за счёт реализации технологий МУН на нагнетательных скважинах. Кроме вышеперечисленных, на площади применяются методы, направленные на изменение фильтрационных свойств призабойной зоны нагнетательных скважин (увеличение приёмистости и выравнивание профиля приёмистости). К ним относятся: метод, основанный на закачке в скважину гидрофобной эмульсии, который был применён на 24 нагнетательных скважинах Ново-Елховской площади. Дополнительная добыча при этом составила 27,6 тыс. т нефти. За 2013г на Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения за счёт применения МУН было добыто 111,011 тыс. т нефти (с учётом переходящего эффекта со скважин, обработанных в предыдущих годах).

Таким образом, основной вклад в добычу нефти обеспечен методами с применением закачек ПДС и его аналогов, термоимплозионным и вибровоздействием. Это позволяет рекомендовать указанные технологии в качестве перспективных для дальнейшего применения при разработке терригенных коллекторов Ново-Елховского месторождения.

2.3 Сущность газодинамического разрыва пласта

Повышение эффективности извлечения углеводородов из недр, максимальное использование каждой добывающей и нагнетательной скважины в соответствии потенциальными возможностями эксплуатируемого продуктивного объекта требуют использования высокоэффективных технологий по увеличению проницаемости прискважинной зоны продуктивных пластов.

Общеизвестно, что именно в этой зоне происходит снижение проницаемости и значительные потери пластовой энергии при движении флюида к скважине. Одним из радикальных технических решений для восстановления проницаемости прискважинной зоны в продуктивной толще является гидроразрыв пласта (ГРП).

Однако эта технология весьма трудоёмкая и дорогостоящая. В связи с этим для интенсификации добычи нефти требуется разработка недорогих технологий, эффект от применения которых сравним с ГРП.

К наиболее перспективным технологиям по эффективности и стоимости следует отнести технологию газодинамического разрыва пласта (ГДРП) с помощью твёрдотопливных газогенераторов давления с регулируемым импульсом давления. Технология газодинамического разрыва пласта с помощью высокоэнергетических газогенераторов давления отличается от ГРП меньшей продолжительностью динамического воздействия на пласт и возможностью регулирования величины этого воздействия.

Технология ГДРП предусматривает сжигание в скважине в зоне продуктивного пласта с цельюраскрытия существующих и формирования в пласте новых трещин под действием высокого давления газообразных продуктов, образующихся при горении твёрдотопливных генераторов давления, опускаемых в скважину на геофизическом кабеле. В результате пласт подвергается механическому, термическому и физико-химическому воздействиям. Основное влияние на пласт оказывает механическое воздействие, которое осуществляется в циклическом режиме.

На начальном этапе первого цикла в результате срабатывания генератора образуется импульс, характеризующийся крутым фронтом нарастания давления, высокой амплитудой и малым временем действия (доли секунды). Амплитуда импульса регулируется величиной заряда газогенератора для создания давления в зоне перфорации выше давления разрыва пласта с целью раскрытия имеющихся и образования новых трещин.

На следующем этапе происходит снижение давления с переходом на гидроволновой процесс в динамическом диапазоне ± 0,2ч0,6 Ргст. И последующим затуханием в течение 1ч2 минут. При резком снижении давления ниже давления разрыва происходит разрушение поверхности трещин с образованием осколков породы, подвергающихся механическому воздействию в период гидроволнового процесса. При очередном газоимпульсном воздействии образовавшиеся осколки породы перемещаются вглубь трещины, обеспечивая закрепление её после снижения давления.

Физическая сущность газодинамического разрыва пласта состоит в том, что при импульсно-циклическом газодинамическом воздействии давлением скважинная жидкость проникает в пласт не путём фильтрации через пористую среду, а в основном по естественным и вновь образованным трещинам, как "клин" расширяя и углубляя их вглубь пласта. При этом образующиеся в пласте трещины самопроизвольно закрепляются, что обусловлено свойствами необратимого деформирования горных пород при циклической динамике воздействия давлением, превышающим давление разрыва пласта.

Твёрдотопливные газогенераторы давления могут быть корпусного и бескорпусного исполнения. Для предотвращения аварийности и улучшения проходимости в стволе скважины бескорпусные генераторы давления из шашек утилизированных пороховых изделий ракетного топлива, рекомендуется монтировать на отрезке (косе) геофизического кабеля. Подсоединение косы генератора к основному грузонесущему кабелю может осуществляться с помощью муфтового или петлевого соединения. Газогенератор корпусного исполнения ТИМ-ГРП конструкции КГТУ (ВУ ЦНТУ "Нейтрон") изготавливаются в одно- и двухсекционном исполнении диаметром 75 и 90 мм и массой от 7 до 28 кГ. Весь гидродинамический процесс работы генератора давления фиксируется в реальном масштабе времени автономными цифровыми манометрами типа АЦМ - 4,8 с визуализацией результатов регистрации после каждого цикла газодинамического воздействия.

Монтаж малогабаритных цифровых манометров допускается на кабеле на расстоянии не менее 20 метров от газогенератора. Эффективность газодинамического воздействия оценивается по результатам анализа регистрируемых волновых диаграмм. Технология газодинамического разрыва продуктивного пласта совмещается с подземным и капитальным ремонтом скважин.

Инструкция по технологии газодинамического разрыва продуктивного пласта предназначена для инженерно - технических работников ОАО "Татнефть", занимающихся методами увеличения нефтеотдачи пластов, восстановления и улучшения продуктивности добывающих и (приёмистости) нагнетательных скважин.

2.4 Подготовительно заключительные работы

Ниже приведен перечень подготовительно заключительных работ:

- проверить прочность крепления устьевого оборудования в муфте э/к нагрузкой не менее 15 т;

- провести шаблонирование скважины шаблоном диаметром 105 мм, оборудовать устье для проведения прострелочно-взрывных работ;

- ознакомить членов бригады КРС с планом работ и особенностями технологического процесса, провести инструктаж по ТБ.

- проверить наличие и состояние средств защиты и первичных средств пожаротушения.

- оптимальный уровень жидкости: 50-100м от устья. При необходимости скважину долить(п. 10.11 РД 153-39.0-731-11).

- оформить акт о готовности скважины к производству работ.

Территорию вокруг скважины в радиусе 50 метров освободить от лишнего оборудования, инструмента и пожароопасного материала.

Произвести глушение скважины. В качестве жидкости глушения нефтяных скважин рекомендуется использовать - дегазированную нефть, промывочные растворы на углеводородной основе, пластовую воду и водные растворы с добавками ПАВ.

При пластовом давлении на 15 % ниже гидростатического работы по газодинамическому воздействию на пласт рекомендуется проводить без замены скважинной жидкости.

Нагнетательные скважины следует глушить пластовой водой или раствором солей, если излив воды затрудняет проведение работ и загрязняет окружающую среду.

Произвести промывку забоя и ствола скважины от загрязняющих материалов и парафинистых отложений.

Уровень жидкости целесообразно поддерживать на 50 - 100 метров ниже устья скважины.

Перед проведением работ провести шаблонирование на кабеле или насосно компрессорных трубах шаблонами диаметром не менее 118 мм и 138 мм соответственно для 146 мм и 168 мм эксплуатационных колонн.

Устье скважины оборудовать противовыбросовой задвижкой с выносным штурвалом в соответствии с требованиями для производства прострелочно-взрывных работ.[5]

2.5 Оборудование применяемое в технологическом процессе

Перечень оборудования применяемого при газодинамическом разрыве пласта:

1. Подъёмная установка, применяемая при ремонте скважин (А-50,

УПР-40 и т.л.).

2. Геофизический подъёмник, оборудованный для производства прострелочно-взрывных работ и оснащённый радиометрической аппаратурой для регистрации диаграмм ГК для привязки технологических процессов к геологическому разрезу и автономными цифровыми манометрами типа АЦМ -4,8 с системой визуализации регистрируемых параметров.

3. Газогенераторы давления согласно проекту работ на скважине по технологии газодинамического разрыва продуктивного пласта, утверждённому главным геологом НГДУ.

4. Техническая характеристика серийно выпускаемых пороховых зарядов, применяемых для бескорпусных газогенераторов давления, приведена в таблице 7.

Таблица 7-Техническая характеристика серийно выпускаемых пороховых зарядов

Характеристика твёрдотопливных зарядов	ПГДА (ФКП "Пермский пороховой завод")	ЗГРП-01-1 (ФКП "Авангард", г. Стерлитамак)
Способ воспламенения	Электрический	Электрический
Наружный диаметр элемента, мм	106	68
Длина элемента, мм

Подобные документы

• Методы увеличения нефтеотдачи пластов на Восточно–Сулеевской площади

  Коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Краткая технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин. Классификация современных методов повышения нефтеотдачи пластов. Расчет промывки забоя скважины.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 19.05.2011
  

• Шелкановское месторождение и разработка нефтяных скважин

  Геолого-физическая характеристика Шелкановского месторождения. Состав и свойства пластовых флюидов. Текущее состояние разработки месторождения. Вскрытие пласта и освоение скважин, их исследования, эксплуатация, способы увеличения продуктивности и ремонт.
  
  дипломная работа [3,1 M], добавлен 13.10.2011
  

• Технология бурения нефтяных и газовых скважин

  Изучение технологических процессов бурения нефтяных и газовых скважин на примере НГДУ "Альметьевнефть". Геолого-физическая характеристика объектов, разработка нефтяных месторождений. Методы увеличения производительности скважин. Техника безопасности.
  
  отчет по практике [2,0 M], добавлен 20.03.2012
  

• Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН"

  Геолого-физическая характеристика Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН". Коллекторские свойства продуктивных пластов, пластовых флюидов. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности. Применяемые горизонтальные технологии на объекте разработки.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 02.06.2010
  

• Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

  Краткая история развития нефтегазового дела. Понятие и назначение скважин. Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений и их эксплуатация. Рассмотрение методов повышения нефтеотдачи.
  
  отчет по практике [1,6 M], добавлен 23.09.2014
  

• Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

  Критерии выделения эксплуатационных объектов. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды.
  
  отчет по практике [2,1 M], добавлен 30.05.2013
  

• Эффективность гидроразрыва пласта по Сабанчинскому месторождению

  Геолого-физическая характеристика Сабанчинского месторождения. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Анализ фонда скважин и технологии повышения нефтеотдачи пластов. Применение гидроразрыва пласта для интенсификации добычи нефти.
  
  отчет по практике [588,8 K], добавлен 29.04.2014
  

• Анализ текущего состояния разработки Актанышкского нефтяного месторождения

  Геолого-физическая характеристика нефтяного месторождения. Основные параметры пласта. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов. Расчет технологических показателей разработки. Анализ выработки пластов.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.07.2015
  

• Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

  Общая характеристика месторождения, химические и физические свойства нефти. Условия, причины и типы фонтанирования. Особенности эксплуатации скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Технология и оборудование для бурения скважин.
  
  отчет по практике [2,1 M], добавлен 28.10.2011
  

• Оборудование и эксплуатация установок штанговых глубинных насосов в "ЧекмагушНефть"

  Геолого-промысловая характеристика объектов разработки Таймурзинского нефтяного месторождения. Изучение нефтяных пластов и флюидов. Физико-химические свойства нефти. Обзор конструкции скважин. Назначение и принцип действия штанговых глубинных насосов.
  
  курсовая работа [236,1 K], добавлен 17.04.2016
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам