Разработка Жирновского месторождения

8) Водоносный комплекс карбонатных отложений мосоловского и морсовского горизонтов имеет мощность до 240м. и представлен сульфатно-карбонатными породами. Опробован комплекс в скважине № 193 (3245 -3256м., 3193 -3182м.), в скважине № 229 (3260 - 3240м.) Жирновской площади и в скважине № 416 Бахметьевской площади (3030 -3045м.). Во всех случаях получены очень слабые притоки пластовых вод.

1.6 Коллекторские свойства

Коллектором Мелекесского горизонта являются песчаники мелкозернистые, алевритистые, известковистые и глинистые. По минеральному составу песчаники полимиктовые: состоят из зерен кварца, полевых шпатов, обломков эффузивных пород, слюды. Полевые шпаты представлены зернами плагиоклаза, иногда микроклина. Форма всех зерен неправильная, размер 0,1-0,5мм. Текстура песчаников тонко-мелкослоистая, иногда линзовидная. Цемент хлоритово - глинистый и карбонатный, тип цементации базальный и поровобазальный. В I пачке коллектор, вмещающий нефтегазовую залежь, распространен повсеместно. Залежь пластовая, сводовая. Положение водонефтяного контакта определенно на абсолютной отметке -498м, газонефтяного - на абсолютной отметке - 428м. Размер залежи 9,0х4,0 км, этаж нефтеносности 60м, газоносности 10,3м. Залежь II пачки нефтегазовая, пластовая, сводовая. В ряде скважин песчанки II пачки заглинизированы или уплотнены, в связи с чем, на западном крыле и в присводовой части поднятий выделены зоны отсутствия коллектора. Залежь частично литологически экранизирована на севере. Положение водонефтяного контакта определено на абсолютной отметке -563м, газонефтяного на абсолютной отметке -472м. Размер залежи 9,6х5,0км этаж нефтеносности 91м, газоносности 15,7м.

Общая толщина продуктивных пачек (I и II) принята толщина отложений от кровли верхнего проницаемого прослоя до подошвы последнего входящих в пачку. Общая толщина I пачки в пределах залежи колеблется от 1 до 38,5м, в среднем составляет 17,8м. Коэффициент вариации по общей толщине 0,37. Пачка I включает ряд песчаных прослоек, количество от 1 до 13, коэффициент расчлененности составляет 4,5, коэффициент вариации по расчлененности 0,59. В связи со значительной литологической неоднородностью эффективные толщины отдельных прослоев, а также суммарные, эффективные толщины I пачки изменяются в широких пределах (от 1 до 15,8м), средневзвешенная суммарная эффективная толщина в пределах залежи 5,2м, коэффициент вариации по данному параметру 0,48. Определенной закономерности в изменении эффективных толщин I пачки по площади не наблюдается. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина - 4,4м, газонасыщенная - 1,6м. Коэффициент песчанистости I пачки составляет 0,29, коэффициент вариации по песчанистости 0,59. Общая толщина II пачки колеблется от 0 до 38,5м, средневзвешенная величина ее составила 5,3м, коэффициент вариации 1,28. В связи с замещением песчаников непроницаемыми породами в пределах залежи II пачки выделены зоны отсутствия коллектора в пределах западного крыла, на южном и северном погружениях поднятия. Количество песчаных прослоев колеблется от 0 до 15, коэффициент расчлененности составляет 1,9, коэффициент вариации по расчлененности 0,99. Суммарная, эффективная толщина II пачки колеблется от 0 до 23,6м, средневзвешенная величина 3,3м. В центральной части структуры широкой полосой с запада на восток прослеживается участок с максимальными и близкими к средней величине эффективными и нефтенасыщенными толщинами. На остальной части закономерности в изменении эффективных толщин не наблюдается. Коэффициент вариации по эффективной толщине 1,06. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 2,7м, газонасыщенная 2,07м. Коэффициент песчанистости II пачки составляет 0,78, коэффициент вариации 0,37. Открытая пористость коллекторов I пачки по керновым определениям колеблется от 18 до 31% (коэффициент вариации 0,13), средняя величина ее составляет 26%. Средневзвешенная величина пористости, определенная по данным промыслово - геофизических исследований, по 174 скважинам также равна 26%. (Коэффициент вариации 0,3). Проницаемость коллекторов I пачки по керновым определениям (36 образцов из девяти скважин) колеблется от 0,005 до 0,369дарси, в среднем составляя 0,063дарси. Проницаемость коллекторов II пачки по керну (232 определенная в 19 скважинах) колеблется от 0,001 до 0,446дарси, средневзвешенная величина составила 0,031дарси (коэффициент вариации 2,12).

Проницаемость по гидродинамическим исследованиям 122 скважин определена равной 0,058дарси в целом для коллекторов обеих залежей, поскольку в значительном большинстве скважин перфорации I пачки проводились без изоляции II пачки и добыча нефти осуществляется одновременно из обеих пачек. Средняя проницаемость коллекторов Мелекесского горизонта составляет 0,031дарси. Начальная нефтегазонасыщенность, определенная по количеству связанной воды в коллекторе, составила по I пачке 0,52 (21 анализ образцов из пяти скважин) и по II пачке 0,47 (60 анализов образцов из 13 скважин), коэффициенты вариации соответственно - 0,17 и 0,2. Начальная нефтегазонасыщенность по данным промыслово-геофизическим исследованиям составила по I пачке 0,63 (77 определений в 28 скважинах) и 0,64 по II пачке (20 скважин).

1.7 Физико-химический состав нефти, газа и воды

Физико - химический состав нефти Мелекесского горизонта изучались по результатам анализов пластовых и поверхностных проб. По физической характеристике нефть данного горизонта относится к тяжелым по групповому, углеводородному составу, к метано - нафтеновому классу. Нефть смолистая (19%), темно-коричневого цвета, вязкая, малопарафинистая (1,76%), малосернистая (0,39%). Свободный сероводород отсутствует. Плотность в пластовых условиях - 0,868г/см³, в поверхностных - 0,889г/см³. Вязкость в пластовых условиях -20сп, на поверхности 36,5сп. Газ насыщающий нефть, метановый (96,6%), характеризуется отсутствием свободного водорода, кислорода, сероводорода. Плотность газа - 0,575г/см³. Газовый фактор - 27м³/т. Пластовые воды Мелекесского горизонта относятся к хлоркальциевому типу. Средняя минерализация по горизонту составляет 107,9г/см³. Удельный вес изменяется а пределах от 1,060г/см³. Вода применяемая для термической закачки в мелекесский горизонт добывается из подрусловых, водозаборных скважин. Нефть Мелекесского горизонта Жирновского месторождения относится к тяжелым по физической характеристике, по групповому углеводородному

Нефть малосернистая, смолистая, малопарафинистая. Плотность составу - к метано - нафтеновому типу.нефти 878 - 910т/м³,содержание парафина 0,85%, асфальтенов и смол 24%, серы 0,35%, кокса 2,9% (весовых). Температура застывания 253^оК. Нефть Мелекесского горизонта Жирновского месторождения вязкая. Газ, насыщающий нефть, метановый характеризуется отсутствием свободного сероводорода, кислорода, водорода. В процентном отношении:

Метана - 83,4%. Углекислого газа - 6,3 %.

Этана - 3,32%. Изобутана - 0,02%.

Пропана - 0,92%.

Гидрохимический разрез месторождения характеризуется закономерным увеличением минерализации с глубиной. Отложение верхнего и среднего карбона, обнажающиеся на поверхности в своде поднятия, содержат пресные воды гидрокарбонатно - натриевого состава с минерализацией от 10 - 15 до 25 - 35мг-экв/л, характерные для зоны активного водообмена. Вязкость вод в пластовых условиях около 1,0 сп.

Пластовые воды нижележащих отложений карбона характеризуются

увеличением минерализации и содержанием ионов хлора и кальция с глубиной. Воды каменноугольных отложений как на Жирновской, так и Бахметьевской площадях весьма сходны по химическому составу, а воды евлановско- ливенских отложений резко отличаются от них в сторону увеличения, как общей минерализацией, так и по содержанию кальция. Минерализация вод девонских отложений довольно интенсивно возрастает с глубиной. Если воды верхнефаменских отложений имеют минерализацию 5500 -5700 мг_экв/л, т. е. незначительно отличаются от вод бобриковского горизонта и турнейского яруса, то воды евлановско - ливенских отложений, залегающих на глубинах 1700 - 1800м., имеют минерализацию от 6000 до 7500 мг_экв/л. В нижележащих отложениях минерализация вод возрастает до 9360 мг_экв/л. Для пластовых вод карбона и девона установлено также увеличение содержания кальция с глубиной. Так, для верхней части среднего карбона и верхнего девона содержание кальция составляет от 6 - 8 до 10 %-экв., для среднего и нижнего карбона - 10 -13%-экв, а для вод девона содержание возрастает уже от 13 до 25 %- экв. По всему Бахметьевско - Жирновскому месторождению содержание йода и брома несколько понижено по сравнению с другими месторождениями области. Так, для вод карбона содержание брома колеблется от 100 до 500 мг/л.; причем прослеживается прямая зависимость содержания брома от удельного веса воды, а, следовательно, и от глубины залегания. Содержание йода составляет в среднем от 3 до 7 мг/л., бора (В₂О₃) - 16 -20 мг/л. Таким образом, содержание йода ни в одном горизонте не достигает промышленных кондиций. Содержание брома превышает минимальные промышленные концентрации, но из - за небольшого количества добываемых пластовых вод попутное их использование не рентабельно.

Состав газов, растворенных в пластовых водах продуктивных отложений карбона, преимущественно метановый, с довольно высоким содержанием азота (5 _ 10%), которое увеличивается вниз по разрезу, составляя для девонских отложений 15 - 20%. Содержание тяжелых углеводородов в них составляет 0,5 -3,0% для отложений карбона, для отложений девона содержание не увеличивается до 4 и более процентов. Упругость растворенных газов в большинстве случаев сопоставима с пластовыми давлениями и давлениями насыщения в залежах; для вод терригенного девона отмечается резкая недонасыщенность газами.

Общая гидрогеологическая обстановка района Бахметьевско - Жирновского месторождения говорит о том, что продуктивные пласты находятся в зоне весьма затрудненного водообмена, причем застойность вод увеличивается выше по разрезу. Высокая минерализация контурных вод, а также горизонтальность водонефтяных контактов (глава IV) свидетельствуют об отсутствии регионального активного движения вод в пределах продуктивных пластов от области питания к области разгрузки. В этих условиях возможность проявления жесткого водонапорного режима ограничены и наиболее вероятен упруговодонапорный режим.

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объёмным методом

Балансовые запасы.

Q бал = F · h · m · в · p · Q , (1.1)

где F - площадь нефтеносности, м²;

h - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

m - коэффициент нефтенасыщенности;

в - плотность нефти, кг/м³;

p - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти;

Q - коэффициент пористости.

Qбал = 2404 · 10,7 · 0,5 · 869 · 0,8613 · 0,2275 = 21893000т.

Начальные извлекаемые запасы.

Q н. изв. = Qбал · з , (1.2)

где з - коэффициент нефтеотдачи

Q н. изв. = 21893 · 0,24 = 5.206.000 т.

Остаточные и извлекаемые запасы нефти.

Q бал.ост. = Q бал. _ Q доб., (1.3)

где Q доб. - накопленная добыча нефти.

Qбал.ост. = 21.893.000 - 2. 527.561 = 19.365.439т.

Q изв. ост. = Qизв._ Q доб., (1.4)

Q изв. ост. = 5.206.000 - 2.527.561 = 2. 678.439т.

Балансовые и извлекаемые запасы газа.

Vбал = Qбал · G (1.5)

где G - газовый фактор, м³/т.

Vбал = 21.893.000 · 27,0 = 591.111.000м³

Vизв. = Qизв. · G (1.6)

Vизв. = 5.206.000 · 27,0 = 140.562.000м³

Остаточные балансовые и извлекаемые запасы газа.

Vбал.ост. = Vбал _ Vизв. (1.7)

Vбал.ост. = 591.111.000 - 72.317.853 = 518.793.147м³

Vизв.ост. = Vизв. _ Vдоб. (1.8)

Vизв.ост. = 140.562.000 - 72.317.853 = 68.244.147м³

Выводы

Залежи нефти Мелекесского горизонта расположены в низкопроницаемых коллекторах (средняя проницаемость 0,031 - 0,035 мкм²), содержат нефть повышенной вязкости (вязкость нефти в пластовых условиях 17,7 - 30,2 мПа*с) разрабатываются преимущественно на режиме растворённого газа. Коллектором Мелекесского горизонта являются песчаники мелкозернистые, алевритистые, известковистые и глинистые. В связи со значительной литологической неоднородностью эффективные толщины отдельных прослоев, а также суммарные, эффективные толщины I пачки изменяются в широких пределах (от 1 до 15,8м), средневзвешенная суммарная эффективная толщина в пределах залежи 5,2м, коэффициент вариации по данному параметру 0,48. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина - 4,4м, газонасыщенная - 1,6м. Коэффициент песчанистости I пачки составляет 0,29, коэффициент вариации по песчанистости 0,59. Общая толщина II пачки колеблется от 0 до 38,5м, средневзвешенная величина ее составила 5,3м. Средняя проницаемость коллекторов Мелекесского горизонта составляет 0,031дарси. Произведён подсчёт запасов нефти и растворенного газа объёмным методом. В результате получны величины балансовых и извлекаемых запасов нефти.

- балансовые 19365 тыс.т.

- извлекаемые 2678 тыс.т.

2. Технологическая часть

2.1 Предшествующий период разработки

Залежи Мелекесского горизонта в промышленную разработку введены в 1962 году. В 1961 году была составлена технологическая схема разработки институтом "ВолгоградНИПИнефть". В соответствии с технологической схемой все четыре пласта (I, II, III, IV) разрабатываются, как один объект. Залежь разбуривалась по трехугольной сетке скважин (300х300м.). В период с 1962 по 1978 год происходит равномерное увеличение добычи нефти по годам. Пластовые давления изменились с 5,8 МПа в 1963 году до 5,2 МПа в 1978 году и в 2001 году до 5,6 МПа. Фонд скважин возрос за этот период с 18 в 1963 до 208 скважин в 1978 году и в 2001 году до 416 скважин. В период с июля 1969 года по декабрь 1970 года на основе проекта промыслового эксперимента проводилась опытная закачка "холодной" воды в пласт IV Мелекесского горизонта в скважине № 923. Для закачки использовалось пресная вода р. Медведица. Всего было закачено в пласт 32 тысячи м³ воды. Из числа ближайших добывающих скважин (№ 52, 835, 924, 925) увеличение добычи жидкости в период заводнения отмечалось лишь в скважинах № 52 и 925. В скважине 52 увеличился дебит 1 до 2 т/сут., а в скважине № 925 произошел прорыв нагнетательной воды. Приёмистость нагнетательной скважины снизилась со 140 до 8м³/сут. В результате анализа опытных данных сделан вывод о низкой эффективности холодной закачки воды в пласт. Одной из причин снижения эффективности заводнения является повышенная вязкость и проявление неньютоновских свойств пластовой системы Мелекесского горизонта. С 1978 по 1985 год годовая добыча нефти сохранилась на уровне 105 - 110 тысяч тонн в год, за этот период было введено 129 добывающих скважин. За рассматриваемый период обводнённость продукции скважин снизилась с 24,1% - в 1978 году до 12,6% - в 1985 году за счет ввода безводных скважин. Период с 1978 по 1985 год отмечен стабилизацией пластового давления на уровни 5,3 МПа. Как наиболее перспективными методами повышения эффективности разработки залежи Мелекесского горизонта, в этот период были признаны тепловые. С января 1982 года начата опытная закачка горячей воды в IV пласт Мелекесского горизонта. Нагнетание первоначально осуществлялось в одну нагнетательную скважину № 1016 при этом расход закачиваемой воды изменялся в пределах от 150 до 300 м³/сут., что в несколько раз выше принятого в технологической схеме. В связи с этим было высказано предложение об уходе части нагнетательной воды в Нижнебашкирский горизонт. Произведённые капитальные ремонты с целью герметизации обсадной колонны и изоляции перетоков не обеспечили длительного эффекта. Очевидно, причиной этого явилось, то, что при бурении скважины 1016 была вскрыта перемычка ниже подошвы IV пласта Мелекесского горизонта. Было принято решение пробурить еще одну нагнетательную скважину, в которой бы перемычка между Нижнебашкирским и IV пластом Мелекесского горизонта не вскрывалась бурением. В августе 1982 года пробурена вторая нагнетательная скважина № 700. Объёмы закачки воды в скважине № 700 и 1016 превысили в период с 1982 по 1985 годы почти в 2,5 раза. В 1985 году были введены еще две нагнетательные скважины (№ 1011, 1020), сооруженные по аналогии со скважиной № 700. В результате расход горячей воды по четырем скважинам был доведен до 200 м³/сут. Температура воды на забое 60 - 70є С, что соответствует тепловой энергии 6,7 х*10¹³ Дж. В процессе опытных работ систематически проводился геолого-промысловый контроль за показателями разработки. В результате анализа отмечено реагирование на закачку окружающих добывающих скважин О влиянии воды закачиваемой свидетельствует рост пластового давления, температуры и снижение минерализации добываемой воды.

С целью контроля движения закачиваемой воды, в июне 1984 года в нагнетательную скважину 700 (при остановленной нагнетательной скважине 1016) был введен водный раствор трития в количестве 30 Ku. Пробы для анализа на содержание трития отбирались из окружающих скважин, эксплуатирующих, как, Мелекесский горизонт, так и Нижнебашкирский подъярус. Анализ полученных результатов показал, что концентрация трития во всех пробах была мала, не превышала (2 - 4) * 10^_7 Ku/л. (при регистрации в 1*10^_7 Ku/л.) Появление трития в Нижнебашкирском подъярусе выдвигает предположение об уходе туда части закачиваемого агента и в районе скважины №700. Вследствие высокой неоднородности IV пласта, как по толщине, так и по площади, распространение в нем нагнетательной воды происходит неравномерно по всем направлениям. Период с 1985 по 1993 год характеризуется резким снижением добычи нефти со 110 до 79 тысяч тонн в год. Максимальная обводнённость продукции зафиксирована на уровне 37,5% на начало 1989 года. В течение 1985 -1991 годов отмечалась стабилизация пластового давления на уровне 5,2 МПа. В 2004 году началось осуществление мероприятий с целью интенсификации разработки вертикальный ГРП. Для достижения эффективного разрыва Мелекесского горизонта рекомендуется в качестве жидкости разрыва и жидкости песконосителя использовать высоковязкую водонефтяную эмульсию, которая практически не фильтруется в низкопроницаемый поровый коллектор Мелекесского горизонта и обладает большой пескоудерживающей способностью, позволяющей закачивать в трещину высокую концентрацию крупнозернистого песка без опасности образования песчаных пробок на забое за время возможных кратковременных остановок. Для гарантии получения вертикального разрыва предварительно рекомендуется провести продольную резку колонны на высоте фильтра по двум диаметрально противоположным образующим колонны при помощи спец. устройства с последующей закупоркой прифильтровой зоны пласта бентонитовым раствором, исключающим влияние на разрыв имеющихся микротрещин на стенке скважины. Начиная с 2003 года и до настоящего времени с учетом внедренных мероприятий по воздействию на пласт, обводнённость снизилась с 26,5% в 1993 году до 10% на начало 2007 года. В течение рассматриваемого периода добыча нефти находилась на уровне 110 тысяч тонн в год.

Накопленная добыча нефти на 1.01.2008года составило 3424,52 тыс. т.

Темпы отбора от извлекаемых запасов 1,62%. Извлечено из залежи 62,1% извлекаемых и 15,8% балансовых запасов. Фонд скважин на начало 2008 года составил 449. Из них добывающих - 306, в бездействии - 62, нагнетательных - 3, контрольных - 2 скважин. Пластовое давление составило 4,9 МПа. Годовая добыча нефти за 2007 год составила 64, 324 тысячи тонн.

эксплутационных - 306

бездействующих - 62

нагнетательных - 3

в консервации - 76

контрольные - 2

2.2 Рекомендуемый вариант разработки

Методика комплексного проектирования разработки на режиме растворенного газа остается такой, же, как и проектирование разработки на других режимах, то есть необходимо составить варианты размещения скважин, произвести гидродинамические расчеты и выбрать наиболее экономически целесообразный вариант. При режиме "растворенного газа" единственной движущей энергией является энергия растворенного в нефти газа, который при снижении давления в пласте ниже давления насыщения переходит в акклюдированное состояние. Распределение энергии по площади примерно равномерное. Поэтому при одинаковых коллекторских свойствах пласта эксплутационные скважины размещаются равномерно или по квадратной, или по треугольной (трех точечной) сетке. Остановимся особо на выборе расчетных вариантов. Как известно, сроки разработки при прочих равных условиях находятся в прямой зависимости от квадрата расстояний между скважинами, то есть при больших расстояниях сроки разработки будут длительными и по предварительным расчетам неприемлемыми для практики (порядка 100 - 200 лет). Если же расстояния между скважинами принять малыми, то хотя сроки разработки и будут приемлемыми, то запасы, приходящиеся на одну скважину, будут незначительны по величине. К тому же следует учесть, что залежи Верхнебашкирского горизонта являются самым верхним объектом разработки и, естественно все выбывающие по тем или иным причинам из эксплуатации скважины будут возвращаться, в конечном счете, на данный объект. Основной фонд возвращаемых в будущем скважин ожидается с пласта Б₁, расстояния между которыми, в основном, равны 300 метров.

Таким образом, значительное количество расчетных вариантов размещения скважин составлять не имеет смысла, ибо они друг от друга будут, отличаться лишь числом скважин и сроками разработки, а если учесть, что наибольшее количество возвращаемых скважин попадает в узлы сетки только при расположении их на расстоянии в 300 метров друг от друга, то логичным является выбор расчетного варианта размещения скважин по квадратной или треугольной сетке "300х300". На этих вариантах размещения скважин и остановимся. Размещение скважин по равномерной сетке при режиме растворенного газа делит всю площадь залежи на равные сферы влияния, размеры которых определяются выбранными расстояниями между скважинами. При одновременном вводе скважин в эксплуатацию и одинаковых забойных давлениях границы этих сфер являются границами раздела течений. В нашем случае за область питания каждой скважины можно принять окружность, эквивалентную по площади квадрату или шестиугольнику. Радиус такого круга, выраженный через расстояния между скважинами равен, соответственно, около 1,150 и 1,05. Вследствие ограниченной площади дренажа приходящиеся на скважину, расчеты сводятся к определению пропорций во времени, дебита, газового фактора, пластового давления. По одной скважине в центре кругового контура, причем расчет ведется с начала независимо от времени.

Зависимость между нефтенасыщенностью, давлением на контуре и газовым фактором определяется следующей формулой:

где - средний газовый фактор,

S (P) - растворимость газа в нефти, как функция от пластового давления P,

в (P) - объемный коэффициент пластовой нефти, как функция от давления ,

с - нефтенасыщенность,

Средний газовый фактор находим по формуле:

где Ш(с) - отношение проницаемости пористой сферы для газа и проницаемости её для жидкости;

µ_н (Р) - вязкость пластовой нефти как, функция от давления;

µ_г (Р) - вязкость газа, как функция от давления;

и - соответственно плотность газа при давлении Р и Р_о.

Выражение - представляет собой величину пластового давления в любой момент времени.

Коэффициент отдачи:



где:

с_нач и с_кон -нефтенасыщенность соответственно при наличии и конечном пластовых давлениях

в(Р_нач ), в(Р_кон) - объемный коэффициент пластовой нефти при начальном и конечном пластовых давлениях.

Произведенные расчеты показали, что на естественном режиме будет, достигнут коэффициент отдачи 0,137, а добыча нефти к концу разработки составит 1759,7х10³ тонн. Произведем расчет процесса разработки при размещении скважин по квадратной сетке "300х300". Имея зависимость нефтенасыщенности и газового фактора от давления, производим расчет дебита скважин при забойном давлении, равной 1 атм. и эффективной мощности равной 1м. дебит скважины, расположенной в центре круга равен:

где k - проницаемость,

h - эффективная мощность,

Н - фукнция Христиановича,

r_к - радиус контура питания скважины,

r_с - приведенный радиус скважины.

где F_н( с ) - фазовая проницаемость для нефти

( P_к - Р_с) - депрессия, ат.

Фазовая проницаемость для нефти определяется в нашем случае по формуле:

F_н(с) = 1, 06Р³ - 0,06;

Нефтенасыщенность на стенке скважины _с может быть рассчитана следующим образом.

Определим Ш (_с)

Зная Ш (_с) по таблице К.А. Царевича находим величину _с

Найдя значение нефтенасыщенности, газового фактора и удельного дебита скважины, как функции от давления, имеем следующие величины названных выше параметров разработки залежи (Таблица 2.1). В этой же таблице приведены средние дебиты скважины, полученные как произведение удельных дебитов на эффективную средневзвешенную мощность пластов 8,6 м. Имея средний дебит скважины, определим средне суточный отбор нефти из залежи (произведение числа скважин на средний дебит скважины). Количество скважин определяется выбранными расстояниями между скважинами и рядами, то есть площадь дренажа, приходящаяся на скважину.

Площадь по внешнему контуру пластов равна 2560га, из них 156га занято под поселком и разбуриванию не подлежит.

При сопоставлении основных показателей проектного варианта разработки с фактическими показателями можно сделать вывод о несоответствии проектных и фактических показателей. Несоответствие заключается в том, что по проектным показателям разработки пластовое давление должно было быть в 2003 году на уровне 2 атмосфер, фактически оно составило 52 атмосфер. Среднесуточный отбор нефти по пласту по проектным показателям 4т., по фактическим - 257,53т. В 2007 году среднесуточная добыча нефти по Мелекесскому горизонту составляет 230 т/сут.

На 01.01.2007 года из залежи отобрана 3590,2 тыс. т. нефти, 11,0 тыс. т. воды 100,604 тыс. т. жидкости при обводненности добываемой продукции 11,0%, степень выработки составляет 60%. Достигнутый КИН составляет 0,178 при проектном 0,238. Количество закаченной в мелекесский горизонт воды составило 71 тыс. м3. Количество добывающих и нагнетательных скважин соответственно равно 382 ед. и 4 ед. Остальные скважины находятся в бездействие и консервации, как малодебитные. Среднесуточный дебит одной добывающей скважины составил: по нефти - 0,3т/сут, по жидкости - 0,3-1т/сут. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины 200м3/сут. Темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов 1,7%.

Таблица 2.1 Параметры разработки залежи.

№	Давление Рк, атмосфер,а	Нефте- насыщенность к	Газовый Фактор, м3/т	Удельный дебит скважины	Средний дебит скважины	Среднесуточный отбор нефти по пласту, т/сут.
1	59	1,0000	38,0	0,3791	3,2603	870
2	58	0,9017	35,0	0,3636	3,2603	835
3	56	0,9753	50,0	0,3283	2,8234	754
4	54	0,9629	90,0	0,2950	2,5370	677
5	52	0,9536	125,0	0,2695	2,3177	619
6	50	0,9442	175,0	0,2455	2,1113	564
7	48	0,9379	205,0	0,2264	1,9470	520
8	46	0,9320	250,0	0,2086	1,7940	479
9	44	0,9268	295,5	0,1918	1,6495	440
10	42	0,9219	355,0	0,1773	1,5248	407
11	40	0,9173	365,0	0,1633	1,4044	375
12	38	0,9129	390,0	0,1478	1,2711	339
13	36	0,9088	425,0	0,1338	1,1507	307
14	34	0,9048	465,0	0,1200	1,0320	276
15	32	0,9009	500,0	0,1082	0,9395	248
16	30	0,8971	525,0	0,0970	0,8342	223
17	28	0,8934	550,0	0,0870	0,7482	200
18	26	0,8898	570,0	0,0777	0,6682	178
19	24	0,8862	585,0	0,0687	0,5908	158
20	22	0,8826	592,0	0,0609	0,5237	140
21	20	0,8790	597,0	0,0531	0,4567	122
22	18	0,8754	590,0	0,0461	0,3965	106
23	16	0,8718	580,0	0,0396	0,3406	91
24	14	0,8681	550,0	0,0385	0,2881	77
25	12	0,8643	520,0	0,0277	0,2382	64
26	10	0,8603	487,5	0,0221	0,1901	51
27	8	0,8536	445,0	0,0164	0.1410	38
28	6	0,8466	440,0	0,0109	0,0937	25
29	4	0,8353	357,5	0,0059	0,0507	14
30	2	0,8199	270,0	0,0019	0,0163	4

2.3 Технология проведения вертикального гидравлического разрыва пласта в скважинах Мелекесского горизонта Жирновского месторождения

При реализации процесса ГРП добывающие скважины оборудуются устьевой арматурой 2АУ - 700, блоком манифольдов 1БМ - 700, насосно - компрессорными трубами (НКТ) диаметром 73мм марки "Е" и пакером типа ПН - ЯМ. В качестве материалов для приготовления технологической жидкости используется товарная нефть, пластовая вода и эмульгатор; в качестве расклинивающего агента применяется кварцевый песок "ГС" и "ГК". Для приготовления технологической жидкости, создания разрывного давления в призабойной зоне пласта и закачки суспензии в пласт используются: насосные агрегаты ЦА - 320М, 4АН - 700, пескосмесительная установка УСП - 50; автоцистерны, технологические емкости. Скважина намеченная для проведения ГРП, должна иметь необходимую геолого-техническую документацию, отражающую физико-химическую характеристику пласта и насыщающего его флюида, пластовое давление, техническое состояние труб и оборудования, сведения о проводимых ранее ремонтах.

Перед началом проведения ГРП необходимо провести комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Для обеспечения направленного вертикального гидроразрыва необходимо провести гидропескоструйную перфорацию в заданных точках по высоте фильтра по диаметрально противоположным образующим колонны или продольную резку колонны по диаметрально противоположным образующим при помощи спецустройства. Спустить пакер и запакероваться. Произвести закупорку прифильтровой зоны пласта путём закачки в пласт заданного объёма бентонитового раствора с постепенным повышением давления на устье до 20 МПа. Проделав операцию, распакеровать подпакерное пространство, промыть забой от бентонитового раствора. Обвязать устье скважины и опрессовать наземное оборудование давлением 60 МПа. Заполнить НКТ водонефтяной эмульсией с выходом циркуляции из затрубного пространства. Загерметизировать подпакерное пространство и продолжать закачку в НКТ эмульсии до момента разрыва пласта. С этого момента не прекращая процесса вводить в эмульсию песок фракции 1,0 - 1,6 мм с концентрацией песка 200 -300 г/л. В процессе закачки концентрация песка в технологической жидкости постепенно увеличивается до 800 - 1000 г/л в конце операции. Для достижения более высокой проницаемости трещины в близи ствола скважины последняя порция песка должна быть более крупной (1,6 - 2мм). Объёмную скорость закачки суспензии во времени необходимо увеличивать, ограничиваясь предельно допустимым давлением для оборудования. Не прекращая процесса вытеснить последнею порцию суспензии из НКТ в пласт нефтью в объеме НКТ. Закрыть скважину для снижения давления на забое до пластового. После снижения давления на забое до пластового открыть насосно-компрессорные трубы и затрубное пространство. Загерметизировать подпакерное пространство.

Промыть скважину обратной промывкой в полуторакратном объёме насосно-компрессорных труб. Поднять НКТ с пакером. Спустить НКТ до забоя и промыть забой. Поднять насосно-компрессорные трубы. Спустить на забой фильтр для предотвращения выноса песка из трещины. Исследовать скважину на продуктивность ступенчатым снижением уровня при помощи компрессора. При этом определяют содержание песка и воды в продукции. Поднять НКТ. Спустить глубиннонасосное оборудование и пустить скважину в эксплуатацию. Осуществлять контроль за работой скважины: определять дебит скважины, динамический уровень, содержание песка и воды в продукции.

Принципиальная схема расстановки оборудования при ГРП.

Рис. 2.1.

Примечание :

1. Размеры в метрах даны минимальные.

2. Место установки КЦ и пожарных автомобилей зависит от направления ветра.

3. Наименьшее расстояние между кабельными эстакадами и трубопроводами высокого давления должно быть не менее 0,5 метра.

2.4 Расчет основных параметров гидравлического разрыва пласта

Расчет забойного давления для образования начальных трещин не фильтрующейся жидкостью.

При закачке в скважину не фильтрующейся жидкости давление жидкости оказывается приложенным непосредственно к поверхности ствола скважины. Деформацию пласта в близи скважины можно считать плоской. В этом случае давление на забое, необходимое для образования начальных трещин, равно:

Р_с = ДР_с + Р_к (2.1.)

где Р_с - давление на забое, необходимое для образования начальных трещин, Па, Р_к - давление на контуре питания (пластовое давление), Па.

;

где - перепад давления на забое, Па;

- коэффициент бокового давления (для песчаника можно принять =0,8);

- вертикальное горное давление, Па;

- средняя плотность породы на глубине Н, кг/м³;

К₁=cos (для песчаника можно принять К₁=23,410⁶ Па);

К_о=htg- коэффициент сцепления породы, Па;

h - сопротивление всестороннему растяжению породы, Па;

- угол внутреннего трения породы;

а = sin (для песчаника можно принять а = 0,84)

Исходные данные по скважине

Н = 650 м; = 2500 кг/м³; = 0,8; К = 23,410⁶ Па; а = 0,84; Р_к = 510⁶Па

q_* =10*650*2500*5*10⁶ = 11,25*10⁶ Па

Р_с = Р_с+Р_к; Р_с = 40,5510⁶+510⁶=45,5510⁶ Па.

Таким образом для образования трещин в песчаном пласте, залегающем на глубине 650 м и не имеющем микротрещин на стенке скважины, путём закачки в скважину не фильтрующейся жидкости потребуется создать давление на забое Р_с = 45,55*10⁶ Па. При наличии микротрещин на стенке скважины давление разрыва может быть значительно ниже (18*10⁶ - 20*10⁶ Па).

2.4.2 Расчёт забойного давления для образования трещин фильтрующейся жидкостью

Давление на забое, необходимое для разрыва пласта вязкой фильтрующейся жидкостью, движущейся в пласте ассимметрично и равно

Р_с = Р_с+Р_к, (2.3)

где Р_с - разрывающий перепад давления на забое, Па

(2.4)

(2.5)

(2.6)

где - коэффициент поперечной деформации породы, доли единицы;

(для песчаника можно принять ).

Исходные данные по скважине

Н = 650 м; = 2500 кг/м³; = 0,8; К₁= 23,4*10⁶ Па; а = 0,84; Р_к= 5*10⁶ Па;=0,2

Производим расчёт вертикального горного давления:

где Н - глубина залегания пласта, м;

- средняя плотность породы на глубине Н, кг/м³;

Р_к- давление на контуре питания (пластовое давление), Па;

q_* = 10*650*2500*5*10⁶ = 11,25*10⁶ Па

Таким образом для образования начальных трещин в песчаном пласте, залегающем на глубине 650 м, путём закачки фильтрующейся жидкости потребуется создать давление на забое 41,5*10⁶ Па.

2.4.3 Определение размеров трещин при ГРП не фильтрующейся жидкостью

Определение размеров вертикального разрыва при помощи не фильтрующейся жидкости.

(2.8)

где - давление на забое, Па;

- перепад давления на забое и в пласте, Па.

Зависимость перепада давления от параметров закачки не фильтрующейся жидкости имеет вид:

;(2.9)

где - боковое горное давление, Па;

- модуль упругости породы, Па (для песчаника можно принять

Q - объёмная скорость закачки жидкости, см³/с;

V - объём жидкости закачанной в пласт, см³;

- динамическая вязкость жидкости, Па*с;

Значение длины трещины определяется по формуле:

(2.10)

где - длина трещины, см;

h_т - высота трещины, см;

Значение ширины трещины определяется по формуле:

(2.11)

где _о - ширина трещины на стенке скважины, см.

Исходные данные по скважине:

Н=650 м; =2500 кг/м³;Р_к=5*10⁶ Па;

Н_т=10³ см;=0,2;=0,3 Па*с;

Е=4*10¹⁰ Па;Q=2*10³ см³/с;Q₂=5*10³ см³/с;

Q₃=8*10³ см³/с;V₁=5*10⁶ см³;V₂=10*10⁶ см³;

V₃=15*10⁶ см³;V_н=20*10⁶ см³;Vs=25*10⁶ см³;

q=d*q_*

q=d*(10H* -P_к)

q=0,8*(10*650*2500-5*10⁶)

q=9*10⁶ Па

Результаты расчетов приведены на графиках рис. 2.2; 2.3; 2.4, которые показывают, что давление на забое уменьшается с увеличением объема и с уменьшением скорости закачки жидкости, а длина трещины увеличивается с увеличением закачанного объема жидкости и незначительно уменьшается с увеличением скорости закачки. Ширина трещины изменяется пропорционально объему и скорости закачки жидкости.

Определение размеров горизонтального разрыва при помощи не фильтрующейся жидкости.

Давление на забое, необходимое для распространения горизонтальной трещины не фильтрующейся жидкостью равно:

Р_с=Р_с+Р_к,(2.12)

где Р_с - перепад давления на забое и в пласте, Па.

Зависимость перепада давления от параметров закачки не фильтрующейся жидкости имеет вид:

(2.13)

где Р_к - давление на контуре питания (пластовое давление), Па;

q_* - вертикальное горное давление, Па;

- коэффициент поперечной деформации породы, доли единицы;

Е - модуль упругости породы, Па;

Q - объемная скорость закачки жидкости, см³/с;

- динамическая вязкость жидкости, Па*с;

V - объем жидкости, закачанной в пласт, см³;

Радиус трещины определяется зависимостью:

(2.14)

Ширина трещины вычисляется по формуле:

(2.15)

Исходные данные по скважине:

Н=650 м;=2500 кг/м³;Q=2*10³ см³/с;

Q₂=5*10⁶ см³/с;Q₃=8*10³ см³/с;V₁=5*10⁶ см³;

V₂=10⁷ см³;V₃=1,5*10⁷ см³;V₄=2*10⁷ см³;

V₅=2,5*10⁷ см³;Р_к=1,5*10⁶ Па;=0,3 Па*с

=0,2;Е=4*10¹⁰ Па

q_*=10Н* - Р_к

q_*=10*6500*2500-5*10⁶=11,25*10⁶ Па

Результаты расчетов показывают, что давление на забое, необходимое для распространения горизонтальной трещины в пласте при постоянной скорости закачки не фильтрующейся жидкости уменьшается с увеличением закачанного ее объема. Оно так же уменьшается при уменьшении скорости закачки. Радиус трещины увеличивается с увеличением объема и с уменьшением скорости закачки жидкости. Ширина горизонтальной трещины увеличивается с увеличением объема и скорости закачки жидкости.

2.4.4 Определение размеров трещин при ГРП фильтрующейся жидкостью

Определение размеров вертикального разрыва фильтрующейся жидкостью.

По фактическому давлению на забое, которое будет возникать в процессе распространения трещины путем закачки в нее фильтрующейся жидкости, можно определить длину и ширину трещины

(2.16)

где V - объем жидкости, закачанной в пласт, см³; Q - объемная скорость закачки жидкости, см³/с;

- динамическая вязкость жидкости, Па*с;

h_т - высота трещины, см;

q - боковое горное давление, Па;

m - пористость пласта, доли единицы;

k - проницаемость пласта

(2.17)

Исходные данные по скважине:

Принимаем, что в процессе распространения вертикальной трещины высотой h_т=10³ см в Мелекесском горизонте (Н=650 м; Р_к=5*10⁶ Па; m=0,2; Е=4*10¹⁰ Па; =0,2) на момент закачки в пласт 20*10⁶ см³ фильтрующейся жидкости с вязкостью =0,07 Па*с при скорости закачки Q=8*10³ см³/с фактическое давление на забое Р_с=1,2 q. Принимая среднюю плотность вышележащих горных пород =2500 кг/м³, находим:

q=0,8*(10*650*2500*5*10⁶),

q=9*10⁶ Па

Р_с=1,2*9*10⁶=10,8*10⁶ Па

По исходным данным определяем значения l_т и _о:

Расчеты показывают, что в результате закачки в пласт одинаковых объемов и с одинаковой фильтрующейся и не фильтрующейся жидкости размеры образовавшихся трещин существенно отличаются. Так после закачки 20*10⁶ фильтрующейся жидкости с постоянной скоростью 8*10³ см³/с образуется трещина длиной 1026 см и шириной 0,0443 см, а после такого же объема не фильтрующейся жидкости с такой же скоростью длина трещины равна 1,22 м и ширина 1,16 см, т.е. на порядок выше. Так как эффективность гидроразрыва увеличивается с увеличением длины и раскрытости трещины, то для повышения эффективности процесса целесообразно применять не фильтрующуюся жидкость.

Определение размеров горизонтального разрыва фильтрующейся жидкостью.

По фактическому давлению на забое, которое будет возникать в процессе распространения трещин путем закачки в нее фильтрующейся жидкости, можно определить радиус и ширину трещины:

(2.18)

где R_т - радиус горизонтальной трещины, см

V - объем жидкости, закачанной в пласт, см³

m - пористость пласта, доли единицы;

(2.19)

Значение параметра А находится по графикам функции

(2.20)

; (2.21)

Исходные данные по скважине:

Принимаем, что в процессе распространения горизонтальной трещины в Мелекесском горизонте (Н=650 м; Р_к=S*10⁶ Па; К=0,03*10^-8 см²; m=0,2; Е=4*10¹⁰ Па; =0,2) на момент закачки в пласт 20*10⁶ см³ фильтрующейся жидкости с вязкостью =0,07 Па*с при скорости закачки Q=8*10³ см³/с фактическое давление на забое:

Р_с=1,2*q_*;

q_*=10*H*-P_к,

где q_* - вертикальное горное давление, Па

Н - глубина залегания пласта, м;

- средняя плотность породы на глубине, кг/м³,

Р_к - давление на контуре питания (пластовое давление), Па;

q_*=10*650*2500*5*10⁶=11,25*10⁶ Па

Р_с=1,2*11,25*10⁶=13,5*10⁶ Па;

По исходным данным определяем значение R_т и _о

Находим значение комплекса

По этому значению из графика находим величину параметра А=0,039. Тогда:

;

Результаты расчетов показывают, что после закачки одинакового объема и с одинаковой скоростью жидкости размеры возникающих трещин при вертикальном и горизонтальном разрыве существенно отличаются. Так, после закачки 20*10⁶ см³ не фильтрующейся жидкости с постоянной скоростью 8*10³ см³/с радиус горизонтальной трещины равен 69 м, ее ширина 0,211 см, а длина вертикальной трещины достигает 122 м, ее ширина 1,16 см. Следовательно, для достижения большей эффективности ГРП необходимо производить вертикальный разрыв не фильтрующейся жидкостью.

Определение дебита скважины после вертикального гидравлического разрыва пласта.

Отношение дебита скважины после вертикального разрыва к дебиту до разрыва можно определить в зависимости от безразмерного комплекса, называемого функцией проводимости:

где k_т - проницаемость трещины, см²;

k - проницаемость пласта, см²;

_о - ширина трещины, см;

h_т - высота трещины, м;

h - толщина пласта, м;

r_к - радиус контура питания, м;

r_с - радиус скважины, м;

s - площадь дренирования, приходящаяся на скважину, м².

Исходные данные:

k_т=500*10^-8 см²; k=0,03*10^-8 см²; _о=0,5 см;

h_т=5 м; h=5 м; r_к=150 м; r_с=0,1 м;

s=18 200 м²; l_т=50 м

Из графика. находим

Таким образом при вертикальном разрыве однородного пласта с проницаемостью 0,03 мкм² на глубину 50 м и шириной трещины 5 мм и проницаемостью 500 мкм² дебит скважины увеличивается примерно в три раза. Если же пласт неоднородный и проницаемость его призабойной зоны ниже, то увеличение дебита за счет гидроразрыва может быть еще выше. Вертикальный гидравлический разрыв пластов проводился так же на скважинах №№ 793, 25, 75, 714, 285, 821, 872, 699, 930, 922, 765. В результате мероприятия была получена дополнительная добыча нефти. Дебиты нефти по скважинам приведены в таблице 2.2.

Дебиты нефти по скважинам Мелекесского горизонта до и после проведения ГРП

Таблица 2.2

№№ скв	Дебит нефти до ГРП, т/сут	Дебит нефти после ГРП по годам, т/сут	Прирост добычи нефти по годам, ДQ, т/год
		2005	2006	2007	2005	2006	2007
697	0,5	6,5	5,6	4,8	2040	1708	1460
793	0,8	6,9	5,8	4,7	2048	1675	1306
25	0,6	6,4	5,6	4,9	1963	1695	1440
75	0,5	6,5	5,6	4,8	2010	1708	1480
714	0,7		6,8	5,9		2043	1748
285	0,4		6,5	5,8		2053	1809
821	0,6		6,7	5,9		2048	1775
872	0,5		6,6	5,7		2044	1742
699	0,7			6,5			1943
930	0,8			6,9			2048
922	0,6			6,7			2061
765	0,5			6,8			2015

Выводы

Всего в результате мероприятия по состоянию на 1.01.2008 г. за 3 года по 12 скважинам, на которых проведен ГРП было дополнительно добыто 43862 тонн нефти. Для достижения эффективности проведения разрыва Мелекесского горизонта, как для послойно неоднородного пласта, рекомендую проводить вертикальный разрыв, так как в этом случае все пропластки подвергаются воздействию; а в качестве жидкости разрыва и жидкости песконосителя использовать высоковязкую водонефтяную эмульсию, которая позволяет создавать широкие трещины на большую глубину при гораздо меньших скоростях и объёмах закачки, практически не фильтруется в низкопроницаемый поровый коллектор Мелекесского горизонта и обладает большой пескоудерживающей способностью, позволяющей закачать в трещину высокую концентрацию крупнозернистого песка без опасности образования песчаных пробок на забое за время возможных кратковременных остановок.

3. Техническая часть

3.1 Анализ фонда скважин Мелекесского горизонта

3.1.1 Состояние фонда скважин Мелекесского горизонта на 01.01.2008г

Эксплуатационный фонд скважин мелекесского горизонта на

01.01.2008г составил 376 скважин. Изменения фонда скважин за отчётный период приведены в табл. 3.1. В консервации находятся 76 скважин, контрольных 2 ед.

Таблица. 3.1.

Категория скважин	На 01.01.2007г	На 01.01. 2007г
1. Весь фонд	386	371
2. В консервации	56	76
3. Контрольные	12	2

Фонд добывающих скважин мелекесского горизонта на 01.01.2008г составил 306 скважины. Все скважины мелекесского горизонта работают глубинно - насосным способом из-за низких дебитов жидкости. Для извлечения жидкости на поверхность применяются насосы НСН - 2 - 32, НСН - 2 - 43, НСН - 2 - 53. Глубина спуска колеблется от 500 до 600м. Скважины оборудованы станками - качалками 4 СК - 3, СК - 3, СКН - 5, средняя длина хода плунжера станков - качалок 2,1 м. Среднее число качаний - 8. Коэффициент подачи насосов 0,4 - 0,6.

В течение года проводились работы по улучшению использования фонда скважин. Скважины № 49, 868, 859, 724, 755, 760, 761 - ликвидированы, скважина № 752 переведена в контрольные, скважина № 103 возвращена с нижнего - башкирского подъяруса, №290 с Б1 , а скважина № 684 переведена с бобриковского горизонта, но проведённый комплекс работ по интенсификации притока результатов не дал. Исходя из этого, скважина подлежит ликвидации, как полностью обводнившаяся пластовой водой по I категории, пункт "б". Скважина № 173 законсервирована. Скважина № 955 переведена под нагнетание. Скважина № 157 возвращена с нижнебашкирского подъяруса. Скважины №№ 154, 197. 1123 возвращены на вышележащий горизонт из-за обводнённости пласта Б-1.

3.1.2 Анализ технологического режима работы добывающих скважин Мелекесского горизонта на 01.01.2008г.

Все скважины мелекесского горизонта работают с водой. Более 60% скважин работают с обводнением 11% и более. Среднесуточный дебит нефти составляет около 1 т в сутки, жидкости около 1-2 м³/сут. Текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,178 при проектном 0,238. За отчётный период из залежи добыто 82,8т. тонн нефти.

В связи с низкими коллекторскими свойствами мелекесского горизонта, а также низким коэффициентом продуктивности 0,01 - 0,02 т/сут для насосной эксплуатации применяются в основном станки качалки СКН - 3 - 1515; 4 СК 3 с длиной хода штока от 0,45 до 0,9 м . Число качаний зависит от динамического уровня в скважине (500 - 600м) и составляет в среднем от 4 до 8. Для подъёма продукции из скважины применяются в основном следующие типы глубинных насосов: НСН 2 - 44; НСН2Б - 44, НН2Б - 44, НСН2 - 32. Глубины спуска насосов до кровли продуктивного горизонта 560 - 755м.

В основном технологические показатели (среднесуточный дебит нефти, жидкости, обводнённость, коэффициент подачи соответствуют запланированным. В соответствии с технологическим режимом работы скважин Мелекесского горизонта, подавляющее большинство скважин эксплуатируется на периодическом режиме работы от 4 до 6 часов в день. Низкая обводненность добываемой продукции до конца разработки Мелекесского горизонта обусловлена тем, что нефтяная залежь практически повсеместно дренируется при режиме растворенного газа. Остаточные запасы нефти данного горизонта будут выработаны возвратным фондом добывающих скважин с нижележащих объектов.

3.1.3 Анализ технологического режима работы нагнетательных скважин мелекесского горизонта на 01.01.2008г.

Фонд нагнетательных скважин мелекесского горизонта на 01.01.2008г составил 4 скважины. В 2006 году работы по закачке горячей воды в термоциклическом режиме были продолжены. Работы проводились по следующей схеме: Закачка в скважины 700, 1011, 1020, велась 10 дней в месяц, а в скважину № 955 постоянно. В таблице 3.2. приведены данные технологического режима работы нагнетательных скважин. Закачка горячей воды производится через насосно - компрессорные трубы диаметром 73мм. При коэффициентах приёмистости от 10,6 до 18,2 суточная приёмистость составляет 100 м3/сут при давлении на выкиде насоса 11,5 МПа, давлениях на устье скважин от 9,6 до 10,2МПа. Приёмистость без ограничений составляет от 100 до 400 м3/сут. Однако в соотвествии с рекомендациями института - проектировщика 3 скважины №№ 700, 1011, 1020 работают в циклическом режиме, а одна № 955 в постоянном. В таблицах 2.4, 2.5, 2.6 показаны объёмы закачки горячей воды по годам и с начала разработки, данные по температуре в пласте, данные по пластовому давлению в нагнетательных скважинах.

3.2 Оборудование для проведения ГРП

3.2.1 Агрегат А - 50У

Агрегат А - 50У предназначен для спуско-подъемных операций с насосно-компрессорными и бурильными трубами и укладки их на мостки при освоении, текущем и капитальном ремонте скважин глубиной до 3500 метров, а также для разбуривания цементных мостов в эксплуатационной колонне диаметром 140 - 168мм, промывки скважины с целью удаления песчаных пробок, установки фонтанной арматуры, ликвидации аварий в скважинах и для буровых работ. При вертикальном гидравлическом разрыве пласта Агрегат А - 50У предназначен для продольной резки колонны при помощи спецустройства. Все механизмы агрегата, за исключением промывочного насоса, смонтированы на шасси автомобиля КрАЗ - 257, в качестве привода используется ходовой двигатель автомашины. Промывочный насос смонтирован на двухосном прицепе. Агрегат А - 50У имеет следующие основные, узлы: однобарабанную лебедку с трансмиссией привода, вышку с талевой системой, ротор с гидравлическим приводом, промежуточный вал бурового ротора, систему управления и насосный блок. Имеет так же ограничитель подъёма крюкоблока, канатоукладчик, КИП для контроля за работой двигателя, элементов гидросистемы и пневмосистемы, обеспечивающих безопасность при установке агрегата у скважины и проведение спускоподъемных работ. Управление всеми механизмами агрегата, как при установке вышки в рабочее положение, так и при спускоподъемных операциях осуществляется с открытого пульта, расположенного на раме агрегата у задней опоры вышки, слева по ходу автомобиля. Привод навесного оборудования агрегата и насосного блока осуществляется от тягового двигателя автомобиля через коробку скоростей, включенную напрямую и раздаточную коробку. Скорость подъёма крюка агрегата и грузоподъёмность на крюке в зависимости от включенной скорости лебёдки представлены в таблице 3.2. Условия эксплуатации агрегата: высота фланца эксплуатационной колонны от поверхности земли должна быть не более 0,5 м: площадка вокруг скважины должна быть спланирована и заранее подготовлены якоря для крепления оттяжек мачты.