Анализ эффективности проведения геолого-разведовательных работ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Методы увеличения добычи нефти пластов считают основным резервом для добычи нефти. За счет проведения геолого-технических мероприятий, в том числе с использованием различных технологий физико-химического и гидродинамического воздействия на пласты. Для различных геолого-физических условий и стадий разработки месторождения однозначно доказана целесообразность применения как гидродинамических, так и физико-химических методов увеличения добычи нефти. Объектом воздействия на этом месторождении является пласт БВ₈. По своему строению он характеризуется высокой зональной и слоистой неоднородностью коллекторских свойств, поэтому используемыми технологиями на этих объектах являются методы, повышающие приемистость низкопродуктивных участков пластов и изоляцию высокопродуктивных, по которым происходит прорыв воды. Таким образом, можно сделать вывод, что объектами для применения методов увеличения добычи нефти являются пласты с высокой неоднородностью коллектора по площади и сечению, а также пласты с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из эффективнейших способов воздействия на призабойную зону пласта с целью увеличения ее проницаемости. Гидравлический разрыв пласта основан на способности нефтяного пласта расщепляться (растрескиваться) под воздействием давления, превышающего горное. Освоение метода потребовало создания специальной технологии и техники не только для получения высокого давления, но и специального оборудования для проведения технологических операций. Метод освоен промышленностью и в настоящее время применяется и постоянно совершенствуется.



1. Общая часть

1.1 Характеристика района работ

Повховское месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской плиты. В административном отношении расположено в северной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Производственную деятельность на месторождении ведет ТПП "Повхнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь", базирующееся в городе Когалыме (80 км). Ближайшими крупными населенными пунктами являются районные центры город Нижневартовск (150 км), Сургут (160 км) и Ноябрьск (34 км) рисунок 1.1.

Рисунок 1.1 Обзорная карта района

Ближайшие разрабатываемые месторождения - Ватьеганское (30 км), Покачевское (60 км) и Южно-Выинтойское. Основными видами транспорта рассматриваемого района являются железнодорожный и автомобильный.

Через станцию Когалым проходит железнодорожная ветвь Тюмень - Сургут - Новый Уренгой. Самолетом можно долететь до города Уфы, Самары, Москвы и других городов России. Город Когалым с Повховским месторождением соединяет бетонная дорога, поэтому перевозки груза, а также людей осуществляются автомобильным транспортом. Ближайшим магистральным нефтепроводом является Нижневартовск - Сургут - Омск. По территории месторождения проходит нефтепровод Повховское месторождение - Лангепас, а также многочисленные внутрипромысловые нефтепроводы. Энергоснабжение района осуществляет Сургутская ГРЭС. По территории месторождения проходит ЛЭП-500 и ЛЭП-200. Географически район месторождения приурочен к верховьям и средней части рек Котухта и Вать-Еган, впадающих в реку Аган. Реки характеризуются спокойным течением 0,3 - 0,8 м/сек на плесах и 0,8 - 1,2 м/сек на перекатах. Русла рек извилистые, с большим числом притоков, рукавов и песчаных кос. Реки мелководные, глубина их в наиболее сухое летнее время не превышает 0,5 м. Климат резко континентальный, характеризующийся продолжительной холодной зимой (температура в январе достигает минус 58°С) и коротким сравнительно жарким летом (температура июля до плюс 36°С). В формировании температурного режима важное значение имеет открытость территории с севера и юга, способствующая свободному проникновению холодного арктического воздуха с севера на юг, а также свободному выносу прогретого континентального воздуха с юга на север. Все это приводит к резким изменениям давления и температуры в течение года и даже суток. Общее количество осадков в год достигает 400 - 500 мм. Преобладающее направление ветров зимой - южное, юго-западное; летом - северное, северо-восточное. Коренное население района, состоящее в основном из хантов и манси, занимается охотой, рыбной ловлей, звероводством и животноводством. Район месторождения характеризуется практически неограниченными запасами пресных подземных вод. Для технических нужд используются грунтовые безнапорные воды четвертичных аллювиальных отложений, на прямую связанные с озерами и речными системами. В качестве питьевых они могут употребляться лишь при условии строгого соблюдения норм санитарной охраны и очистки. При эксплуатации месторождения для поддержания пластового давления используются подземные воды апт - альб - сеноманского водоносного комплекса, источником питьевой воды является алтымо - новомихайловский водоносный горизонт.

1.2 История освоения района

Основанием для поисково-разведочного бурения послужило наличие положительной структуры промышленной нефтеносности Покачевского, Варьеганского и других соседних поднятий. Поисковое бурение на нефть и газ в пределах Средне-Варьеганской и Больше-Котухтинской площадей началось в 1972 году. Поисковые скважины № 1 и 7 были заложены в присводовых частях локальных структур с целью изучения меловых и юрских отложений, уточнения тектонического строения, стратиграфии, литологии и коллекторских свойств мезозойских образований. В 1972 году на Средне- Варьеганской структуре скважиной № 7 была выявлена залежь нефти пласта БВ₈. При испытании интервала 2594 - 2604 м в этой скважине был получен фонтан нефти дебитом 82,5м3/сут. через штуцер.

Пласт Ю₁ васюганской свиты не был опробован, но по керну отмечался нефтенасыщенный песчаник, приуроченный к заглинизированной части пласта. Открытое месторождение названо Повховским в честь одного из первооткрывателей месторождения нефти Широтного Приобья. В конце 1972 года был создан проект поисково-разведочного бурения, которым предусматривалось бурение четырех первоочередных и четырех зависимых скважин в пределах Больше-Котухтинской площади. В соответствии с этим проектом скважина 1 была пробурена в сводной части южного купола Больше-Котухтинской структуры. По результатам промысловой геофизики и испытаний было установлено, что пласт БВ₈ в скважине 1 заглинизирован, а пласт БВ₆ водоносен. Из отложений васюганской свиты (пласт Ю₁) был получен приток бурового раствора. Первые разведочные скважины №№ 8-13 пробуренные в 1973-1974 гг. позволили установить, что залежь распространяется на всю группу локальных куполов, которые образуют Средне- Варьеганскую структуру. В разрезах скважин, пробуренных на западном погружении поднятия, горизонт БВ₈ оказался практически заглинизированным. Таким образом, уже на начальной стадии разведки в западной части площади была выявлена зона замещения песчаников горизонта глинами. В связи с необходимостью ускоренного ввода месторождения, в разработку 1976 году был составлен проект доразведки Повховского месторождения, где по Повховско - Больше - Котухтинской площади для бурение 61 скважины, включая 26 пробуренных на дату составления проекта. Скважины предлагалось бурить по сетке 3х4 км в предполагаемой продуктивной зоне развития коллекторов пласта БВ₈. Кроме того, в присводовых частях Больше-Котухтинской структуры проектировались две поисковые скважины на юрские отложения и одна в зоне сочетания с Вынгапурским месторождением со вскрытием нижнесреднеюрских пород. С целью разведки юрской залежи в пределах Больше-Котухтинской структуры в 1979 году были пробурены скважины, которые позволили установить некоторые закономерности в строении продуктивного пласта. Было установлено, что юрская залежь имеет подчиненное значение и основным объектом разведки и эксплуатации является горизонт БВ₈. Дальнейшая доразведка месторождения производилась в основном с целью детализации основного объекта горизонта БВ₈. За период с 1981 по 1982 гг. было пробурено 8 разведочных скважин. Выполненный дополнительный объем геологоразведочных работ не внес существенных изменений в представление о геологическом строении. По пластам БВ₈ была уточнена граница залежи. С июня 1978 года Повховское месторождение введено в разработку согласно технологической схеме, утвержденной в 1976 году, в опытно-промышленной эксплуатации - находятся пласты ачимовской толщи.



2. Геологическая часть

2.1 Краткая геологическая характеристика месторождения

Для геологического строения Западно-Сибирской плиты характерно наличие трех структурно-тектонических этажей. Степень изученности их различна, т.к. нижний и средний пока исследованы недостаточно полно, а верхний, с которым связано большинство скоплений углеводородов, охарактеризован в значительно большей степени, как геофизическими методами, так и глубоким бурением.

Нижний этаж, или фундамент, сформировавшийся в палеозойское и допалеозойское время, представлен эффузивными, изверженными или сильно дислоцированными осадочными и метаморфическими породами. Он связан с геосинклинальным этапом развития плиты.

Средний этаж объединяет породы, сформировавшиеся в пермо-триасовое время. В отличие от нижнего этажа, эти породы менее дислоцированы и имеют меньшую степень метаморфизма.

Верхний этаж образовался в мезо-кайнозойское время в условиях устойчивого прогибания фундамента. Он характеризуется слабой дислоцированностью и практически полным отсутствием метаморфизма пород. Эти отложения слагают собой осадочный чехол Западно- Сибирской плиты.

При описании структурно-тектонического строения района Повховского месторождения по верхнему этажу, за основу использована “Тектоническая карта мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно- Сибирской плиты”. На севере оно граничит с Северо- Сургутской моноклиналью, на востоке и юго-востоке, с Ватьеганским куполовидным поднятием, а на западе, через относительно неглубокий прогиб, с Тевлинским куполовидным поднятием, также осложняющим восточное погружение Сургутского свода.

Осадочный чехол Повховского месторождения представлен преимущественно терригенными породами. Их общая толщина достигает более 3000 м. С мезо-кайнозойским осадочным комплексом связаны основные промышленные скопления нефти.

Палеозойский фундамент в пределах Сургутского свода обычно представлен эффузивами, состоящими из диабазовых порфиров и базальтов. Возраст данных пород триасовый, определенный с помощью калий-аргонового метода. Верхняя часть эффузивов в значительной степени изменена за счет проявления экзогенных факторов и представляет собой кору выветривания, толщина которой достигает несколько десятков метров.

Породы фундамента перекрываются осадками юрской системы, нижний и средний отделы которой объединены в тюменскую свиту. Отложения свиты представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами с прослоями глинистых известняков (сидеритов) и бурых углей. Чередование осадков неравномерное с некоторым преобладанием в нижней части песчаников, в средней - глинистых углефицированных пород, в верхней - песчаников и алевролитов. В пределах некоторых месторождений верхи свиты содержат продуктивные пласты. Верхнеюрский отдел представлен в составе трех свит: васюганской, георгиевской и баженовской.

Васюганская свита в нижней части сложена преимущественно глинистыми породами - аргиллитами слюдистыми, иногда известковистыми. Ее верхняя часть представлена, в основном, алевролитами и песчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов. Общая толщина 75ч80 м. К песчаникам приурочены продуктивные пласты индексируемые как ЮС₁¹ и ЮС₁².

Георгиевская свита сложена аргиллитами очень плотными, иногда известковистыми до перехода в глинистый известняк. В породах встречается фауна. Толщина рассматриваемых отложений обычно не превышает 4ч5 м, нередко сокращается до 0,8ч1,0 м.

В составе баженовской свиты преобладают аргиллиты черно-бурые битуминозные. Часто в пределах районов Западной Сибири их рассматривают в качестве нефтематеринских пород, косвенным подтверждением чему является повышенная радиоактивность осадков. Толщина свиты - 24ч30 м.

Выше по разрезу залегают осадки меловой системы. В составе нижнемелового отдела выделяются отложения сортымской, усть-балыкской, сангопайской, алымской и нижней части покурской свиты.

Сортымская свита сложена аргиллитами известковистыми, содержащими до 20 и более процентов алевролитового материала. В нижней части свиты выделяется ачимовская толща с наличием в ее разрезе песчаных прослоев (БС_16-24), часть из которых (БС₁₆, БС₁₈) на рассматриваемой площади являются нефтенасыщенными. Однако продуктивность этих отложений невысокая, получение промышленных притоков нефти из-за низких ФЕС крайне затруднительно. Толщина сортымской свиты- 350ч400 м.

Перекрывается ачимовская толща пачкой аргиллитов, выше которых начинаются осадки усть-балыкской и сангопайской (в пределах Нижневартовского свода аналогом является ванденская свита) свиты. В низах разреза среди глинистых отложений развиты высокопроницаемые песчаные прослои, с которыми на месторождении связаны основные продуктивные пласты (БС₁₀¹, БС₁₀², БС₁₁¹, БС₁₁²). Остальная часть разреза вартовской свиты сложена песчаниками, алевролитами и аргиллитами, которые неравномерно переслаиваются между собой. Толщина усть-балыкской и сангопайской свит - 500ч550 м.

Алымская свита по составу представлена, в основном, глинистыми породами с редкими прослоями глинистых известняков и слабобитуминозных аргиллитов. Ее толщина составляет 110ч120 м. Низы покурской свиты, которой завершается разрез нижнего мела, сложены уплотненными глинами, аргиллитоподобными, иногда известковистыми.

Верхний мел представлен осадками верхов покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Покурская свита в значительной степени сложена довольно однообразной толщей песчаников и алевролитов общей толщиной до 800 м. Перекрывающая ее кузнецовская свита представлена аргиллитоподобными глинами, обогащенными фауной. Толщина свиты составляет порядка 30 м.

Состав березовской свиты опоки и глины (нижняя часть) и глины с редкими прослоями опок и опоковидных глин (верхняя часть). Толщина ее составляет 150ч175 м.

В разрезе ганькинской свиты преобладают глины с большим содержанием известковистого материала, некоторые разности которых преобразованы в мергели. Без видимых следов меловая система перекрывается осадками палеогена в составе талицкой, люлинворской, тавдинской, атлымской, новомихайловской и туртасской свит. Повховского месторождения представлен на рисунке 2.1.



Рисунок 2.1 Сводный литолого-стратиграфический разрез продуктивных отложений Повховского месторождения

2.2 Продуктивные пласты

Промышленная нефтеносность в пределах Повховского месторождения установлена в отложениях мегионской свиты (продуктивный комплекс БВ₈ и пласты ачимовской толщи: Ач₂, Ач₃, Ач₄, Ач₇, Ач₈), баженовской (пласт ЮВ₀¹), васюганской (пласт ЮВ₁¹) и тюменской свит (пласт ЮВ₂). На Госбалансе РФ по состоянию на 1.01.2013 г. по Повховскому месторождению числится 31 залежь нефти: четыре залежи выявлены в отложениях комплекса БВ₈, 10 залежей в пластах ачимовской толщи, одна в пласте ЮВ₀¹, 15 залежей в пласте ЮВ₁¹ и одна в пласте ЮВ₂. Характеристику залежей приводит в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Геолого-промысловая характеристика залежей нефти

Пласт, горизонт	Залежь	Абсолютная отметка ВНК, м	Глубина залегания пласта в своде в а.о., м	Размеры залежи	Средневзве-шенная нефте- насы- щенная толщина, м	Тип залежи
				длина, км	ширина, км	высота, м
БВ8	основная	-	-2482	66,1	8,4-19,6	189	7,5	пластовая, литолог. экран.
БВ88 (Сардаковская площадь)	1	-2504	-2485	6,0	4,6	19	3,1	пластовая сводовая
	2	-2505	-2485	1,9	3,0	18	3,5	пластовая сводовая
	3	-2501	-2495	3,6	1,3	6,0	2,2	пластовая сводовая
Ач2	1, участок 1	-2694	-2631	2,9	1,1-2,3	63	2,7	пластовая сводовая, литолог. экран.
	1, участок 2	-2657,5	-2595	1,1-1,8	0,4-2,9	59	2,2	пластовая сводовая, литолог. экран.
	1, участок 3	-2595	-2589	1,1	0,2-0,6	6	1,5	пластовая сводовая, литолог. экран.
	1, участок 4	-	-2622	0,6	0,9	21	0,9	литологически экранированная
	1, участок 5	-2653-2659	-2598	0,7-3,8	0,9-2,6	60	5,4	пластовая сводовая, литолог. экран.
	1, участок 6	-	-2632	0,2	1,1	15	1,9	литологически экранированная
	2+3	-2678 -2698	-2661- -2667	12	2,1-4,0	17-31	7,6	пластовая сводовая, водонефтяная
Ач3	4	-2825	-2800	3,8	1,5-2,3	19	1,5	пластовая, литолог. экран.
	5	-2812	-2805	1,9	1,5	6	1,7	пластовая сводовая, водонефтяная
	6	-2780	-2750	0,9	1,3	19	1,5	пластовая сводовая, водонефтяная
Ач4	7	-2821	-2790	0,7	1,6	7	1,9	пластовая сводовая, водонефтяная
	8	-2788-2790	-2783	1,3	0,7	7	2,4	пластовая сводовая, водонефтяная
Ач7	9	-2794	-2747	7,5	3,5	46	5,0	пластовая, литолог. экран.
Ач8	10	-2754	-2728	6,0	3,2	26	5,8	пластовая сводовая, водонефтяная
	11	-2796	-2784	2,0	1,2-2,1	12	1,7	пластовая сводовая, водонефтяная
ЮВ01	1	-2847	-2836	4,7	2,3	11	1,9	пластовая сводовая, литологически ограниченная
ЮВ11	1	-2947	-2940	2,1	2,8	7	1,5	литологически экранированная
	2	-2876-2884	-2850	10,3	5,4	30	6,1	пластовая, литолог. экран.
	2а (скв. 2073)	-2874	-2865	2,0	4,0	9	1,2	литологически экранированная
	3	-2842	-2824	5,8	4,0	18	4,3	пластовая сводовая
	3а (скв. 964)	-2842	-2845	1,2	0,9	3	1,0	пластовая сводовая
	4	-2842	-2830	6,6	4,1	18	2,4	пластовая сводовая
	5	-2848	-2837	3,5	3,5	11	2,4	тектонически экранированная
	5а (скв. 53Р)	-2855	-2845	4,0	1,0	7	1,8	тектонически экранированная
	6 (Сардак.)	-2855 -2870	-2830	7,4	3,9	40	3,4	пластовая сводовая
	6а (Сардак.)	-2862	-2850	3,9	1,7	12	2,5	пластовая сводовая
	7	-2822-2833	-2790	18	2,4 -6,8	35	5,3	пластовая сводовая
	7а (скв. 87Р)	-2818	-2830	2,0	1,2	12	2,7	пластовая сводовая
	8	-2887	-2872	2,8	1,7	15	3,1	пластовая сводовая
	9	-2959	-2910	10,0	1,2- 3,7	49	4,9	литологически экранированная
	10	-2838	-2830	3,8	1,3	8	2,3	пластовая сводовая
ЮВ2	1	-2939	-2933	0,9-1,3	0,4-2,0	6	2,0	пластовая сводовая

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

Как следует из представленных данных (таблица 2.2), пластовые нефти Повховского месторождения являются типичными для рассматриваемого района, что естественно объясняется стратиграфической общностью и генетическим единством залежей. В условиях пласта нефти легкие, маловязкие, с давлением насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления. В пределах продуктивного комплекса ББ_8-10 максимальное газосодержание (до 103 - 127 м³/с) обнаруживается у пластовых нефтей верхних частей геологических тел. Вниз по разрезу комплекса отмечается отчетливая тенденция к снижению давления насыщения и газонасыщенности. Низкогазонасыщенные нефти распространены в непосредственной близости от ВНК, что, по-видимому, связано с эффектом гравитационных, диффузионных и окислительных процессов.

Таблица 2.2

Свойства пластовой нефти Повховского месторождения, пласт БВ_8-10 и ЮВ₁

Наименование параметров	Пласт БВ8-10	Пласт ЮВ1
	Диапазон значений	Среднее значение	Диапазон значений	Среднее значение
Пластовое давление, МПа	20,0 - 27,5	23,8	27,7 - 31,7	29,5
Пластовая температура,°С	70 - 89	80	87 - 93	91
Давление насыщения, МПа	6,2 - 14,8	10,5	7,4 - 16,0	13,6
Газосодержание, м3/т	52 - 127	90	87 - 177	146
Суммарный газовый фактор, м3/с	45 - 112	78,5	72 - 150	124
Плотность в условиях пласта, кг/ м3	684 - 795	740	681 - 744	700
Вязкость в условиях пласта, мПа·с	0,65 - 1,84	1,25	0,60 - 0,94	0,71
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4	11,0 - 20,0	15,5	14,6 - 21,8	19,2

Характер изменения вязкости газонасыщенной пластовой нефти в зависимости от давления и температуры пласта иллюстрируется данными, представленными в таблице 2.3 (для средневзвешенного по запасам значения вязкости пластовой нефти). Несмотря на относительно низкие значения плотности и вязкости дегазированной нефти, в системе внутрипромыслового сбора продукции скважин могут образовываться стойкие и вязкие водонефтяные эмульсии (таблица 2.4).

Таблица 2.3

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти Повховского месторождения

Наименование	Пласт БВ8-10	Пласт ЮВ1
	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	Пластовая нефть	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	Пластовая нефть
	выделившийся газ	нефть		выделившийся газ	нефть
Сероводород	отсутствует	отсутствует
Двуокись углерода	0,07	0	0	0,27	0	0,23
Азот + редкие	0,89	0	0	1,17	0	0,48
в т. ч. гелий	0,005	0	0	0,004	0	-
Метан	60,97	0,25	0,04	57,73	0,22	28,05
Этан	6,24	0,18	0,25	8,62	0,30	5,30
Пропан	13,59	1,6	3,24	15,79	2,04	9,79
Изобутан	4,27	1,42	2,41	3,07	0,97	1,94
Изопентан	1,88	2,43	2,96	1,58	2,05	1,81
Остаток С6 + выше	1,8	86,38	80,68	2,21	87,04	43,71
Молекулярная масса	26,97	202	191	30,02	174,5	100,8

Таблица 2.4

Физико-химическая характеристика проб разгазированной нефти Повховского месторождения пласта БВ_8-10 и ЮВ₁

Наименование параметров	Пласт БВ8-10	Пласт ЮВ1
	Диапазон значений	Среднее значение	Диапазон значений	Среднее значение
Плотность при 200С, кг/ м3	835 - 875	855	826 - 858	849
Вязкость при 200С, мПа·с	6,5 - 20,7	13,6	6,0 - 10,9	7,6
Молярная масса, г/моль	184 - 225	205	178 - 211	200
Температура застывания, °С	От - 20 до +10	-8	От - 9 до +35	13
Температура начала кипения, 0С	45-131	88	56 - 86	73
Массовое содержание, %:
Серы	0,35 - 0,78	0,56	0,40 - 0,69	0,56
Асфальтенов	3,1 - 10,7	6,9	0,32 - 1,75	1,24
Смол силикагелевых	0,49 - 4,28	2,39	3,03 - 9,78	4,44
Парафинов	1,35 - 3,69	2,52	1,90 - 6,18	2,49

Как следует из результатов исследований продуктивного комплекса БВ_8-10, химический тип пластовых вод по В.А. Сулину - хлоркальциевый. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, калия, хлора, кальция, магния. В качестве микрокомпонентов присутствует калий, магний, йод, бром, бор. По содержанию полезных компонентов пластовые воды, как и нефти, не представляют промышленного интереса в качестве источника минерального сырья. Минерализация пластовых вод, заключенных в неокомских отложениях, незначительна и по результатам анализов колеблется в диапазоне от 16,256 до 24,034 мг/м³, в среднем составляя 20,317 мг/м³ (таблица 2.5). Основными солеобразующими компонентами являются хлор и натрий. Подземные воды пласта ЮВ₁₁ соленые, хлоркальциевого типа, имеют аномально повышенную минерализацию от 18,238 до 51,709 мг/м³, что характерно для юрских отложений рассматриваемого района (Мегионское, Вынга-Пуровское, Варьеганское месторождения).

Газосодержание пластовых вод по комплексу БВ_8-10 и пласту ЮВ₁ составляет соответственно 3,0 и 3,4 м³/т, объемный коэффициент 1,02 и 1,03, вязкость 0,38 и 0,28 мПа·с.

Таблица 2.5

Свойства и ионный состав пластовой воды

Наименование	Пласт БВ8-10	Пласт ЮВ1
	Среднее значение
Газосодержание, мі/т	3,0	3,4
Содержание сероводорода, мі/т	-	-
Объемный коэффициент, Vпл/Vст	1,02	1,03
Вязкость, мПа·с	0,38	0,28
Общая минерализация, мг/м3	20,317	33,995
Плотность, кг/мі	1,014	1,028
Содержание ионов, мг/м3:
Cl-	0,3448	0,746
SO4-	0,00062	-
HCO3-	0,00633	0,009
Ca++	0,0432	0,0356
Mg++	0,0304	0,0115
Na+ + K+	0,2976	0,5446
pH	6,3	4,9



3. Технико-технологическая часть

месторождение нефть добыча пласт

3.1 Основные проектные решения по разработке Повховского месторождения

Из всех открытых нефтяных залежей Повховского месторождения проектирование разработки велось только на залежи продуктивного комплекса БВ_8-10 (90% начальных балансовых запасов месторождения), ЮВ₁₁ (3,3%) и БВ₇. Реализация проектных решений ведется только на объекты БВ_8-10 и ЮВ₁.

Разработка Повховского месторождения ведется с поддержанием пластового давления. Проектной, на объекты БВ_8-10, является трехрядная, блоковая, усиленная по основной площади залежи очагами нагнетания, система заводнения с расстоянием между скважинами 600 м. По пласту ЮВ₁ - площадная семиточечная система заводнения с расстоянием между скважинами 400 м. Расстановка скважин по всем объектам по треугольной сетке. По Повховскому месторождению имеется 12 основных проектных и научно-исследовательских документов (таблица 6). Проектирование разработки начато с 1976 г., когда институтом ВНИИнефть составлена первая технологическая схема разработки (протокол № 430 от 25.02.76 г.).

Технологическая схема утверждена со следующими основными показателями:

-выделение одного объекта разработки - БВ₈;

-максимальный уровень отбора нефти - 5 млн. т;

-разбуривание залежи по равномерной сетке 600 x 600 м с площадным заводнением;

-количество скважин: эксплуатационных - 823, нагнетательных - 414.

Дальнейшее изучение месторождения значительно изменило представление о его геологическом строении. В частности, на южной периклинали структуры выявилась крупная зона отсутствия коллекторов, также расширились границы замещения коллекторов глинами на восточном и западном крыльях структуры. Одновременно с этим новые разведочные скважины показали развитие залежи в северном направлении и значительное увеличение запасов нефти. В соответствии с изменением границ залежи изменилось местоположение около половины проектных скважин, т.е. половина проектного фонда в южной части месторождения оказалась в зоне отсутствия пласта. В то же время, появилась возможность разместить почти столько же скважин в северной части площади.

И в 1978 году была составлена новая технологическая схема, утвержденная протоколом ЦКР № 613 от 18.05.1978 г., которой предусматривалось:

-максимальный проектный уровень добычи нефти - 6,3 млн. т/год;

-бурение скважин - 889 добывающих, 414 нагнетательных, 120 резервных;

-применение площадной системы заводнения с размещением скважин по семиточечной схеме с расстоянием между ними 600 м (с последующим переходом на избирательное заводнение). В 2008 году было выполнено Дополнение к Проекту разработки Повховского месторождения, которое было принято ЦКР Роснедра в апреле 2009 года (протокол №4565 от 29.04.09 г.) со следующими основными положениями и технологическими показателями представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Основные проектные и научно-исследовательские документы по Повховскому месторождению

Название проектного документа	Дата составления, г.	Организация	Дата утверждения или отклонения
Технологическая схема разработки	1976	ВНИИнефть	Утверждена бюро ЦКР №430 от 25.02.76 г.
Технологическая схема разработки	1978	СибНИИНП	Утверждена протоколом ЦКР №613 от 18.05.78 г.
Дополнительная записка к технологической схеме	1981	СибНИИНП	Утверждена протоколом ЦКР №918 от 09.07.81
Дополнительная записка к технологической схеме	1982	СибНИИНП	Утверждена протоколом ЦКР №974 от 21.04.82 г.
Технологическая схема разработки	1984	СибНИИНП	Отклонена протоколом ЦКР №1176 от 25.12.85 г.
Технологическая схема разработки	1984	БашНИПИнефть	Отклонена протоколом ЦКР №1176 от 25.12.85 г.
Дополнительная записка к технологической схеме разработки Повховского месторождения, пласт БВ7 и ЮВ1	1987	СибНИИНП	Утверждена протоколом ЦКР №47 от 21.03.88 г.
Авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки	1988	БашНИПИнефть	Утвержден протоколом ЦКР МНП №1353 от 27.09.89 г.
Обоснование бурения дополнительных скважин по пласту БВ8/2	1991	СибНИИНП	Утверждено протоколом ЦКР №1432 от 05.06.1991 г.
Анализ применения ГРП	1995	СибНИИНП	Утвержден протоколом ЦКР МНП №1798 от 9.02.95 г.
Анализ применения гидравлического разрыва. Перспективы применения метода до 2005 г.	1997	СибНИИНП	Утвержден протоколом ЦКР МНП №2226 от 12.02.98 г.
Проект разработки	1999	СибНИИНП	Утвержден протоколом ЦКР №2505 от 09.12.99 г.

Выделение четырех эксплуатационных объектов БВ₈, Ач, ЮВ₁, ЮВ₂, из них Ач - в качестве объекта ОПР.

3.2 Динамика основных показателей разработки пласта БВ₈.

Для основной залежи объекта БВ₈ - блоковая трехрядная в сочетании с очаговым заводнением на разбуренной части площади, на новых участках - обращенная семиточечная с размещением скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 600 м.

Для первой залежи Сардаковской площади - обращенная семиточечная с расстоянием между скважинами 600 м.

Для второй залежи Сардаковской площади - комбинированное заводнение, сочетающее приконтурное заводнение с разрезающим рядом, размещение скважин по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м.

Для третьей залежи Сардаковской площади - приконтурное заводнение с размещением скважин по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м.

Для второй залежи объекта ЮВ₁ - обращенная семиточечная система разработки в разбуренной части с расстоянием между скважинами 400 м, формирование в восточной части залежи обращенной семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 500 м.

Для седьмой залежи объекта ЮВ₁ - формирование комбинированной трехрядной системы разработки с чередующимися элементами из горизонтальных добывающих и наклонно-направленных скважин, с расстоянием между скважинами 500 м.

Ввод в разработку остальных залежей объекта ЮВ₁ самостоятельными скважинами или скважинами, выполнившими свое назначение на вышележащих объектах, при условии совпадения структурных планов.

Разработка залежи ЮВ₂ на естественном режиме путем углубления двух скважин с объекта ЮВ₁.

По объекту Ач проведение ОПР на второй залежи. Формирование семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинам. В таблице 3.2 показаны соотношения действующих добывающих и нагнетательных скважин по пласту БВ_8-10.

Таблица 3.2

Соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин по пласту БВ_8-10

Показатели
Годы	Добывающие скважины	Нагнетательные скважины	Соотношение добывающих и нагнетательных скважин
2011	1029	256	4,0/1
2012	1131	350	3,2/1
2013	1245	403	3,1/1
2014	1303	438	3,0/1
2015	1321	495	2,7/1
2016	1343	525	2,6/1
2017	1303	534	2,4/1

Из 1303 скважин, участвующих в добыче: 1 (0,1%) фонтанная, 906 (69,5%) оборудованы ЭЦН и 396 (30,4%) - ШГН. Доля скважин объекта БВ₈, не участвующих в процессе разработки, составляет 38,3% (1146 скважин) от всего пробуренного фонда добывающих и нагнетательных скважин (2990 скважин). При этом на бездействующие скважины приходится 16,4% (490 скважин), в консервации - 13,8% (413 скважин), переведенные в контрольные и пьезометрические - 2,8% (85 скважин), ликвидированные - 5,3% (158 скважин). По состоянию на 1.01.2017 г. в действующем добывающем фонде числится 1303 скважины. По обводненности добываемой продукции действующий фонд добывающих скважин распределяется, как показано на рисунке 3.1.



Рисунок 3.1 Распределение действующего фонда добывающих скважин по обводненности добываемой продукции

Наибольшая интенсивность системы отбора отмечается по скважинам, вскрывшим коллектора, характеризующиеся низкой продуктивностью. Поддержание пластового давления на месторождении осуществляется закачкой пресной, сточной и сеноманской вод БКНС. Из 629 скважин нагнетательного фонда 270 скважин - очаговые, остальные - по первоначальному проекту. По пластам БВ_8-10 и объекту ЮВ₁ - 22 самостоятельных действующих нагнетательных скважины. Соотношение действующих нагнетательных скважин к действующим добывающим скважинам составляет: БВ_8-10 - 1: 3; ЮВ₁ - 1: 2. Системой ППД охвачены нефтяные залежи в горизонтах БВ_8-10 и ЮВ₁.

Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой в целом по горизонту БВ_8-10 составила в 2015г. 117 %, в 2016г. 110 %, за 2017г. 105,4 %. При этом пластовое давление близко к первоначальному (26,2 МПа). Горизонт БВ₈ содержит 97% извлекаемых запасов нефти, вовлеченных в промышленную разработку, и определяет добычу нефти на месторождении (97% текущих и 99% накопленной добычи). Разработка ведется с 1978г. и находится в стадии падения добычи нефти. Максимальный уровень достигнут в 1987г. и составил 11,4 млн. т (7,5 %) от начальных извлекаемых запасов, утвержденных в 1994г. С 1988г. добыча нефти падает, достигая своего минимума в 1994г. (43 % от максимального уровня добычи). В 1995 - 1996г. падение добычи нефти остановлено, в основном, за счет проведения ГРП и вывода скважин из бездействия. На динамику добычи нефти существенное влияние оказали следующие факторы. К 1983г. основная высокопродуктивная часть запасов была введена в разработку. Структура ввода новых запасов изменилась. Дебит новых скважин сократился в 3 - 3,5 раза. До 1987 г., в основном, введена в разработку среднепродуктивная часть запасов и весь объем бурения был перенесен в краевую часть горизонта. Запасы нефти, находящейся в высокопродуктивной части коллектора, вырабатываются 13% скважин, доля накопленной нефти этой группы - 46 %. 13 % от накопленной добычи нефти принадлежит низкопродуктивной части запасов при доле фонда скважин - 56 %.

На 01.01.2017 г. с начала разработки по горизонту БВ₈ добыто 149,646 млн.т нефти, жидкости - 206,706 млн.т. Текущая обводненность продукции действующего фонда скважин - 56,4 %. Накопленный водонефтяной фактор - 0,35. Текущий коэффициент извлечения нефти - 0,3. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов - 2,07 %. Степень выработки извлекаемых запасов - 62%. В настоящее время из 1352 действующих скважин добывающего фонда (на 01.01.2017 г.) 912 скважин (67 %) работают с дебитом нефти до 13 т/сут. И лишь у 54 скважин (4 %) превышает 50 т/сут. Для высокопродуктивной части Повховского месторождения характерно значительное снижение дебитов жидкости с ростом обводненности продукции. Максимальный уровень добычи нефти по этой группе достигнут в 1986 г. и составлял 5,9 млн. т (52 % от общей добычи горизонта), добыча нефти за 1996 г. - 866 тыс. т (15 % от максимального уровня). Дебит жидкости при достигнутой обводненности продукции 70 % составляет уже 1/4 от максимального дебита, 130 скважин находятся в бездействии из-за высокой обводненности продукции. Для скважин горизонта БВ₈, дренирующих низкопроницаемый коллектор, характерен высокий процент необводненного и малообводненного фонда. Так, 687 скважин (67 %) действующего фонда работают с обводненностью продукции, не превышающей 20 %. Это скважины, вскрывшие перфорацией, в основном, прерывистую нижележащую по разрезу и краевую часть пласта. Большинство этих скважин имеют слабую связь с областью нагнетания, о чем говорит малый темп обводненности продукции, большой процент простаивающих скважин, работа скважин в периодическом режиме. В последние годы наметилась неблагоприятная тенденция отключения низкопродуктивной, в основном нижней части разреза при ее совместной эксплуатации с высокопродуктивной. С 1993г. добыча нефти по этой группе скважин начинает увеличиваться, стабилизируется дебит нефти скважин, в основном, за счет проведения ГРП (335 ГРП проведено по этой группе скважин). Доля в текущей добыче нефти по этой группе в настоящее время выросла с 27 % в 2006 г. до 58 % в 2016г. Горизонт БВ₈ характеризуется высокой зональной и послойной неоднородностью. Это приводит к неравномерному отбору нефти по скважинам и участкам. Так 17 % скважин добывающего фонда дали 68 % добычи нефти горизонта. При формировании адресной геолого-математической модели пласта выделено восемь интервалов, различающихся степенью зональной неоднородности, проницаемостью, расчлененностью. Запасы нефти, сосредоточенные в этих зональных интервалах, имеют различные темпы и степень выработки, обводненности добываемой продукции. Лучшими по фильтрационно-емкостным свойствам являются второй и пятый зональный интервалы. Второй зональный интервал имеет самые высокие значения проницаемости. Текущие коэффициенты нефтеизвлечения: по второму интервалу - 0,409, пятому - 0,251 при достигнутой обводненности 61% и 26% соответственно. Выработка запасов седьмого зонального интервала осложнена зональной неоднородностью по проницаемости. При достигнутой обводненности продукции 46 % текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,202. Запасы нефти всех остальных зональных интервалов находятся в сильно прерывистых, низкопродуктивных коллекторах. Текущие коэффициенты нефтеизвлечения изменяются от 0,151 (восьмой зональный интервал) до 0,190 (третий зональный интервал). Обводненность продукции 24 - 37 %.

3.3 Контроль за разработкой Повховского месторождения

Контроль за разработкой нефтяных залежей осуществляются в целях:

а) оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных и технологических мероприятий по её осуществлению;

б) получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.

В процессе контроля за разработкой залежей (объектов) изучаются:

а) динамика изменения текущей и накопленной добычи нефти, попутной воды и газа, а также закачки рабочих агентов по месторождению в целом, отдельным участкам (пропласткам) и скважинам;

б) охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента (воды газа и др.) по отдельным пластам (пропласткам), участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением;

в) энергетическое состояние залежи, динамика изменения пластового и забойных давлений в зонах отбора, закачки и бурения;

г) изменение коэффициентов продуктивности и приемистости скважин;

д) изменение гидропроводности пласта в районе действующих скважин;

е) состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного горизонта с соседними по разрезу горизонтов и наличие перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами;

ж) изменение физико-химических свойств добываемой жидкости (нефти и воды) и газа в пластовых и поверхностных условиях в процессе разработки;

з) фактическая технологическая эффективность осуществляемых мероприятий по увеличению производительности скважин.

и) динамика зависимости текущего коэффициента нефтеизвлечения из пласта от текущей обводненности продукции.

Виды, объемы и периодичность исследований и измерений с целью контроля разработки регламентируются действующими инструкциями и руководствами по исследованию скважин, обязательными комплексами их гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, систематических измерений параметров характеризующих процесс разработки залежи работу отдельных скважин. Обязательные комплексы исследований и измерений по контролю за разработкой должны охватывать равномерно всю площадь объекта разработки, весь фонд наблюдательных скважин. Они должны содержать следующие виды работ: - замеры пластового давления по контрольным и пьезометрическим скважинам;

-замеры пластового и забойных давлений, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим скважинам;

-замеры устьевых давлений нагнетания и объемов закачки по нагнетательным скважинам;

-гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин на станционарных и нестанционарных режимах;

-исследования по контролю ВНК, ГНК, нефтегазонасыщенности, технического состояния ствола скважины промыслово-геофизическими методами;

-отбор и исследования глубинных проб нефти, поверхностных пород продукции скважин (нефти, газа, воды);

-специальные исследования, предусмотренные проектным технологическим документом на разработку.

Периодичность исследований и измерений по контролю за разработкой должна удовлетворят рекомендации технологического проекта на разработку данного месторождения.

Ввод в эксплуатацию скважин, не оборудованных для индивидуального замера жидкости, газа и приемистости закачиваемого агента, не разрешается.

Обязательные комплексы гидродинамических и промыслово-геофизических исследований по контролю разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений разрабатываются научно-исследовательскими организациями (авторами проектных документов) и утверждаются производственным объединением. Исследования по контролю разработки осуществляются нефтегазодобывающими управлениями, геофизическими службами и научно-исследовательскими институтами. Материалы по контролю процесса разработки залежи (эксплуатационных объектов) анализируются и обобщаются геологической службой нефтегазодобывающих предприятий и включаются в виде специального раздела в годовой геологический отчет. Материалы исследований по контролю за разработкой месторождений (залежей) подлежат обязательному хранению на протяжении сроков, определяемых ведомственными инструкциями. В таблице 3.3 перечислена всего 1/3 часть геофизических исследований по месторождению. Согласно технологической схеме разработки Повховского месторождения весь комплекс геофизических исследований выполняется.

Таблица 3.3

Контроль за разработкой Повховского месторождения

№ п/п	Виды исследований	Кол-во скважин	Кол-во замеров
1	Определение харак-к пласта В том числе профиль	151 148	162 159
2	Определение тех. состояния Э. К и источ. обводн.	212 184	214 185
3	Определение тех. состояния Э. К Нагнет. скваж.	452 425	549 507
4	Отбивка забоя	260	359
5	Перфорация	236	243
6	Исследования гироскопическим Инклинометром	243	243
7	Замер Рпл. С скважинах	511	626
8	Замер дебита	Все раб. скв.	4раза в мес.
9	Отбор проб жидкости	Все раб. скв.	4раза в мес.

3.4 Выбор метода воздействия на продуктивный пласт с целью увеличения дебита скважины

В течение всего времени разработки месторождения с момента ввода в эксплуатацию новых скважин и до стадии истощения могут появляться факторы, нарушающие сообщение пласта со скважиной, уменьшая продуктивность или приёмистость скважин.

К этим факторам относятся:

? низкая проницаемость пласта, обусловленная его геолого-физическими характеристиками;

? гидродинамическое несовершенство скважин, обусловленное способом вскрытия продуктивного пласта;

? снижение проницаемости пласта в призабойной зоне по причинам, обусловленным бурением, цементированием, освоением;

? эксплуатацией и ремонтными работами.

Для частичного или полного устранения этих нарушений разработаны и на практике используются многие способы интенсификации скважин.

Одним из основных и наиболее эффективных способов улучшения сообщаемости продуктивного пласта со скважиной является гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Метод гидроразрыва пласта заключается в создании высокопроницаемых каналов фильтрации путём заполнения образовавшихся в пласте трещин песком или каким?либо другим наполнителем.

Разрыв пласта происходит в результате нагнетания в него специальных жидкостей разрыва с расходом, превышающим фильтрационную приёмистость коллектора, примыкающего к стенке скважины. При этом на забое скважины возникают высокие давления, которые приводят к расслоению пород, преодолевая действующие на них сжимающие напряжения от горного давления.

Горные породы расслаиваются по плоскости, перпендикулярной направлению действия минимальных сжимающих напряжений на породу пласта.

По мере нагнетания рабочей жидкости в образовавшуюся трещину, она увеличивается как по раскрытости, так и по длине, развиваясь в направлении простирания пласта. После того, как раскрытость трещины будет превышать в 2-3 раза средний диаметр частиц наполнителя, его можно начинать закачивать в пласт, смешивая его с рабочей жидкостью.

Развитие трещины в пласте продолжается до тех пор, пока давление жидкости, действующее на её стенки, будет превышать упругость породы пласта.

Конец образования трещины наступает тогда, когда устанавливается равновесие между объёмами нагнетательной и отфильтровывающейся жидкостями в породу пласта.

Вертикальная трещина, образовавшаяся в пласте, распространяется вверх, вниз и в глубину пласта. Развитие трещины вверх и вниз происходит в пределах проницаемой части пласта и ограничивается покрывающими и подстилающими продуктивный пласт породами, имеющими, как правило, более высокие показатели прочности (градиенты разрыва).

После закачки необходимого объёма песка в пласт, процесс нагнетания прекращают (останавливают насосные агрегаты), давление в трещине уменьшается, и под действием сжимающего горного давления происходит смыкание трещины. Однако полного смыкания не происходит из?за наличия в ней наполнителя.

Продуктивность скважин увеличивается в результате проведения ГРП вследствие того, что:

? происходит изменение условий притока жидкости к скважине (изменяется характер фильтрации жидкости к забою скважины - из плоскорадиального на линейный);

? сжимается сопротивление потоку жидкости в загрязнённой призабойной зоне пласта вследствие создания высокопроводящих каналов в этой зоне;

? происходит соединение трещиной высокопроницаемых локальных зон пласта и подсоединение их к скважине.

Степень увеличения продуктивности скважины при создании каналов фильтрации через зону загрязнения пласта зависят от того, насколько глубоко пласт был подвержен загрязнению и на сколько значительно была снижена проницаемость призабойной зоны пласта.

3.5 Материалы, применяемые при ГРП

Рабочие жидкости для ГРП представляют собой эмульсии и жидкости на углеводородной или водной основах. Наиболее часто в процессе ГРП на промыслах применяют следующие рабочие жидкости. На углеводородной основе - дегазированная нефть, амбарная нефть, загущенная нефть, мазут или его смеси с нефтями, керосин или дизельное топливо, загущенное специальными реагентами. На водной основе - сульфит-спиртовая барда, вода, растворы соляной кислоты; вода, загущенная различными реагентами, загущенные растворы соляной кислоты. Эмульсии - гидрофобная водо- нефтяная, гидорфильная водо-нефтяная, нефтекислотные и керосинокислотные. Жидкость- песконоситель должна обладать свойством удерживать закрепляющий трещину агент во взвешенном состоянии и хорошо проникать в пласт. Используют для этих целей вязкие жидкости - нефть, эмульсию, сульфит - спиртовую барду. Использование воды в качестве несущей агент жидкости требует осторожности, особенно при наполнителе - песке, так как возможно осаждение песка из смеси и образование сильных пробок

Песок для ГРП. К песку для ГРП предъявляются следующие требования: механическая прочность (достаточная, чтобы не разрушиться под весом вышележащих пород); отсутствие широкого разброса по фракционному составу.

Плотность укладки песка в созданной трещине определяется зазором трещины, фильтруемостью жидкости- песконосителя и концентрацией песка в этой жидкости. Для ГРП чаще всего применяют отсортированный кварцевый песок (проппант) фракции 0,5ч0,8 мм. Кроме того, применяются и более прочные материалы: стеклянные и пластмассовые шарики, корунд и агломерированный боксит. Наполнитель - агент, заполняющий трещину и препятствующий, таким образом, ее смыканию. Он должен обладать соответствующей механической прочностью и доступностью. В России для этих целей используют кварцевый песок с размером зерен от 0,5 до 1,2 мм и плотностью 2650 кг/м³. В мировой практике применяют скорлупу грецкого ореха, стеклянные шарики или пластмассовые материалы. Продавочные жидкости обеспечивают продавку жидкости- песконосителя в пласт, а также удаления ее избытка из НКТ. В процессе гидравлического разрыва пласта на Повховском месторождении применяется искусственный песок - проппант, имеющий два типоразмера: более крупный - 16/20 и более мелкий - 20/40. Типоразмеры определяются количеством размеров в сите на один квадратный дюйм. После просеивания, диаметр песчинок у типоразмера 16/20 колеблется от 0,8 до 1,2 мм, у 20/40 - от 0,4 до 0,8 мм. Количество ГРП, проведенных с типоразмерами 16/20 и 20/40 практически одинаково. При анализе гидравлического разрыва пласта существенных различий в эффективности обработок при применении этих типоразмеров проппанта не обнаружено.



3.6 Технология проведения ГРП

На первом этапе подготовительных работ проводится обследование скважины, состоящее из проверки крепи в интервале ГРП методом АКЦ, а также наличие перетоков и технического состояния эксплуатационной колонны с помощью промыслово-геофизических исследований (ПГИ) путём снижения уровня.

Забой скважины очищают от песчаных и глинистых пробок и отмывают стенки от загрязняющих отложений. В ряде случаев целесообразно проводить солянокислотную обработку призабойной зоны пласта. Эти мероприятия снижают давление разрыва и повышают эффективность ГРП. Интервал установки пакера должен скребковаться скребком.

Для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления разрыва в интервале 30ч50 м от верхних отверстий зоны перфорации устанавливается пакер.

В промытую, очищенную и проваренную специальным шаблоном скважину спускают пакер на трубах НКТ с допустимым внутренним давлением не менее 700 МПа. Спуск пакера должен проводиться с точным замером и отбраковкой НКТ, очисткой и смазкой резьб, НКТ должны проходить проверку на БПО с опрессовкой их с запасом прочности на 0,135 МПа от ожидаемого давления.

Опрессовка НКТ должна производиться на давление, указанное в плане работ на ремонт скважины. Допускаемое снижение давления - 0,1 МПа в течение 5 минут. При оборудовании устья скважины специальной арматурой ГРП, планшайба крепится на все шпильки, проверяется работоспособность задвижек.

Гидравлический разрыв пласта осуществляется с использованием комплекса оборудования, включающего в себя подземную и наземную части:

Наземное оборудование:

? установки подъемные;

? насосные установки;

? пескосмесительные установки;

? автоцистерны;

? блок манифольдов;

? станция контроля;

? устьевая арматура.

Установки подъемные предназначены для спуско- подъемных операций, связанных с подготовкой скважины к проведению ГРП, и проведения работ для освоения скважины после проведения ГРП.

Насосные установки предназначены для нагнетания жидкости разрыва и расклинивающего материала в пласт при гидроразрыве пласта.

Пескосмесительные установки предназначены для транспортировки песка, приготовления песчано-жидкостной смеси и подачи ее на прием насосных установок при гидроразрыве пласта.

Автоцистерны используются для транспортировки жидкостей и подачи их в пескосмесительные или насосные установки при гидравлическом разрыве пласта.

Блок манифольдов предназначен для обвязки насосных установок между собой и устьевым оборудованием при проведении ГРП.

Станцией контроля осуществляется выведение технологического процесса на заданный режим и регулирование подачи жидкостей и песка в скважину.