Геолого-физическая характеристика месторождения

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

4)Наличие газовой шапки и подошвенной воды. При их близости ставится под сомнение успешность ГРП. Известно также, что во избежание прорыва воды не рекомендуется осуществление ГРП в случаях, когда раздел между продуктивным и водоносным горизонтами менее 10 м.

5)Толщина продуктивного пласта. Для направленного ГРП необходимо пласт отпакеровать двумя пакерами. Поэтому достаточно проблематично осуществление данного процесса в пластах мощностью менее

2 м.

6)Глубина залегания пласта, а точнее величина пластового

давления.

7)Степень закольматированности призабойной зоны пласта. В

отдельных случаях невозможно провести иные ГТМ по повышению продуктивности, кроме ГРП.

8)Степень обводненности продукции скважин, которая характеризует равномерность дренирования эффективной толщины пласта.

При наличии в продуктивной толщине высоко обводненных пропластков

эффективность ГРП низка.

9)Темп закачки и давление обработки иногда ограничивают, в

зависимости от градиента разрыва пласта и возможностей устьевого оборудования.

10)Жидкость разрыва оказывает сильное влияние на распределении

изакачивание расклинивающих агентов и на общую эффективность воздействия на пласт. Высоковязкая жидкость создает более широкую трещину и лучше транспортирует расклинивающие агенты, но при ее закачивании возникает более высокое давление, которое создает предпосылки для нежелательного роста трещины по вертикали.

11)Объем жидкости разрыва. От параметра зависит длина и раскрытость трещины.

12)Качество расклинивающего агента. Прочность расклинивающего агента должна быть достаточной, чтобы не быть раздавленной массой

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

вышележащей толщи горных пород и, в то же время, зернистые материалы не должны вдавливаться в поверхность трещины. Не допускается широкий разброс по фракционному составу. Считается, что с увеличением размера частиц увеличивается гидропроводность трещины, а с уменьшением их размера повышается транспортирующая способность жидкости-

песконосителя.

13) Концентрация расклинивающего агента. Содержание песка либо другого агента определяется удерживающей способностью жидкости-

песконосителя. При малом содержании агента имеем возможность того, что трещина полностью не заполнится, а при большом появляется возможность образования песчаной пробки.

14) Объем продавочной жидкости. Он определяет конечную глубину проникновения расклиненной трещины и ее проводимость.

Все эти факторы можно разделить на геологические (исходная информация) – факторы не поддающиеся корректировке и технологические,

которые можно регулировать, используя промысловый опыт.

Проведенные исследования на месторождениях выявили стимулирующее воздействие ГРП в добывающей скважине на режимы работы соседних скважин, что противоречит результатам расчетов в рамках большинства существующих моделей. /2/.

Дополнительная добыча нефти от проведения ГРП в нагнетательных скважинах на 30% выше, чем в добывающих. Это обусловлено более сильным влиянием достигаемого в результате ГРП увеличения дебита нагнетательной скважины на режим дренирования участка при равных с добывающими скважинами кратностях прироста продуктивности.

При выполнении ГРП по традиционной технологии происходит проникновение трещины вглубь экранов, а при небольшой толщине экранов в кровле или подошве пласта – нарушение их герметичности. В

последующем при эксплуатации скважин это приводит к прорыву воды или газа по трещине на забой и уменьшению дебитов.

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

2.6. Расчет параметров гидравлического разрыва пласта

Расчёт параметров закачки производится инженерной службой организации, которая производит гидроразрыв, после получения исходных параметров по скважине от геологической службы НГДУ.

Вертикальная составляющая горного давления:

Ргв = п*g*L , (2.4)

Горизонтальная составляющая горного давления

Ргг=Ргв* /(1- ) , (2.5)

Давление на забое

P		Р			3
заб *			заб 1
Рг		Рг

Длина трещины

5,25* Е	2	* Q * /((1	2	)	2	* P
						г

* ж

)

, (2.6)

l	V		* Е
		ж					, (2.7)
	2
5,6 * (1 V		) * h * (Р			Р		)
				заб		г

Раскрытость трещины

W=4*(1-V2)*1*(Рзаб - Рг)/Е , (2.8)

Объемная доля проппанта в смеси

		G /
0			пр		, (2.9)
		G /		1
			пр

Вязкость жидкости - песконосителя

ж = *ехр(3,18*n0) , (2.10)

Остаточная ширина трещины

W1 =W* n0/(1-m) , (2.11)

Проницаемость трещины

				W2
	К			1	, (2.12)
		т		12

Средняя проницаемость в призабойной зоне при вертикальной трещине

K1=((π*D–W1)*k+W1*kт)/π*D, (2.13)

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Плотность жидкости-пескносителя

Pж=Рн*(1-n0)+Рпр*n0, (2.14)

Число Рейнольдса

Re	4Q	ж
	* d *
		ж

, (2.15)

Коэффициент гидравлического сопротивления

=64/Rе, (2.16)

Потери давления на трение при Re >200

	Р		1,52	* *	16Q * 2L				*
		тр			2	2	* d	5		ж

, (2.17)

Устьевое давление при гидроразрыве

Pу=Рзаб- *g*h*L+Pтр, (2.18)

Необходимое число насосных агрегатов

	P		* Q
N		y
P	* Q	a	* K	тс
a

1

, (2.19)

Объем жидкости для продавки

Vп=0,785d2L ,(2.20)

Коэффициент, учитывающий вязкость жидкости разрыва

C		0.174*	K	пл	Р * m
	v
					см

, (2.21)

Коэффициент, учитывающий сжимаемость пластовой жидкости

Сс 0,137* Кпл * н * m

н

,(2.22)

Кальматирующие свойства жидкости разрыва

Сw = 0,0022*

Кпл

Sp = 0,032 * Кпл

,(2.23)

,(2.24)

Приведенный коэффициент фильтрационных утечек

1		1		1		1	, (2.25)
Св		Сv		Cc		Cw

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Q			*		1
					4
W 0,454* 10 2 *				cm
		w			*	L
	Hпл * Е

, (2.26)

			Q *	h
	Q			пл
		w		Р
				т

, (2.27)

W5		a * C	v	* Q	, (2.28)
		2 * h		* L
			т

Расчет устьевого давления

1. 3абойое давление разрыва

Рр=Рг+ р (2.29)

р З МПа - прочность породы на разрыв

2. Устьевое давление разрыва

			* * V	2	* H
Р						пл
	тр		2 * g * d
					вн

, (2.30)

где

	V	Q
		2
		60* 0.785* d
		вн

, 0,016 0,020.

Расчет на блендере

1.Плотность смеси

см				п G				, (2.31)
				G	* 1000
	1 пр
2. Подача проппанта
				1 G
G						* (Q * (G G3			*10 7 )) , (2.32)
calc				пр

3. Расход жидкости по стадиям

					V	'	V		G
V	'	V	''					*
					cм		см
ж		см					Q

3. Объем стадии

V´ж=V“см– V´см , (2.34)

calc пр

, (2.33)

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

4. Всего проппанта по стадиям

G		G		G
			3
	3стад			2

(за исключением

	4			V
			* (V		)
			4	3

2 и 3 стадий)

, (2.35)

G	2(5)стад	G	2(5)	* (V
				3(4)

V2(5)

)

, (2.36)

5. Всего проппанта G =G1+G2+G3+G4+G5 (2.37)

Условные обозначения:

п - плотность пород;

g - ускорение свободного падения;

L - глубина скважины;

- коэффициент Пуассона;

E - модуль упругости пород;

Q - темп закачки;

-динамическая вязкость;

Qж - объем жидкости;

G - масса проппанта на 1 м3 жидкости;

пр - плотность проппанта;

m - пористость трещин после закрытия; k - коэффициент проницаемости пород;

D - диаметр скважины;

ж - плотность жидкости;

н - плотность жидкости-носителя проппанта; d - внутренний диаметр НКТ;

Pr, - рабочее давление агрегата;

Qа - подача агрегата при рабочем давлении;

Kтс - коэффициент технического состояния агрегата. /3/.

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

2.6.1. Расчёт прогнозируемых показателей после проведения

гидраразрыва пласта

Технологическая эффективность ГРП определяется по увеличению продуктивности скважины. Продуктивность скважины с трещиной зависит от размеров трещины и проницаемости песка в трещине.

Проницаемость песка зависит от его минералогического и фракционного состава, а также от эффективного давления. Увеличение продуктивности скважины после гидроразрыва оценивается по формуле:

J	Т	/ J	0
				(G
				Т

(G	1) ln R			/ r
Т			k	c
1) ln R		/ R	ln R		/ 2c
	k	T		T

G		K	ТР	w	з
T		K		h
			пл
				пл

Применив эти формулы оценки и принимая во внимание, что процент обводненности продукции скважины мы оставляем как и до гидроразрыва,

мы получили увеличение продуктивности по 10 скважинам в среднем в 3,5

раза. Мы не учли еще тот факт, что при ранее проводимых операциях по гидроразрыву пласта обводненность продукции значительно снижалась, тем самым мы можем получить ещё больший эффект.

1.7. Сравнение текущих и прогнозируемых показателей до и после

проведения гидроразрыва пласта

Итог проведения гидравлического разрыва пласта на предложенных десяти скважинах и влияние проекта на разработку представлен в табл. 14.

Таблица 14

Сравнение текущих и прогнозируемых показателей

разработки до и после ГРП (визейский объект)

Показатели	Текущие показатели

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

		2004 год				2005 год				2006 год
		Фактические				Фактические				Фактические
Добыча нефти всего,		399,7				452,7				431,2
тыс. т
Накопленная добыча нефти,		20927,7				21380,4				21811,7
тыс.т
Отбор от НИЗ, %		73,9				75,5				77,1
Обводненность среднегодовая		83,2				82,8				84,6
по (массе), %
Добыча жидкости всего, тыс.		2381,0				2637,2				2805,2
т/год
Закачка рабочего агента, тыс.		2402,9				2662,8				2862,1
м³
Фонд действующих		229				214				222
добывающих скважин
Среднесуточный дебит одной
добыв-х скважины, т/сут
по нефти		4,8				5,6				5,9
по жидкости		28,3				32,5				38,1
		Прогнозируемые показатели
		2007 год			2007 год				2007 год
Показатели
		проект		проект	проект			проект	проект		проект
		без
				без ГРП	без ГРП			без ГРП	без ГРП		без ГРП
		ГРП
Добыча нефти всего,		408,2		408,2	408,2			408,2	408,2		408,2
тыс. т
Накопленная добыча нефти,		22219,8		22219,8	22219,8			22219,8	22219,8		22219,8
тыс.т
Отбор от НИЗ, %		78,5		78,5	78,5			78,5	78,5		78,5
Обводненность		86,1		86,1	86,1			86,1	86,1		86,1
среднегодовая по (массе), %
Добыча жидкости всего, тыс.		2936,4		2936,4	2936,4			2936,4	2936,4		2936,4
т/год
Закачка рабочего агента, тыс.		2980,5		2980,5	2980,5			2980,5	2980,5		2980,5
м³
Фонд действующих		222		222	222			222	222		222
добывающих скважин
Среднесуточный дебит одной
добыв-х скважины, т/сут
по нефти		5,3		5,3	5,3			5,3	5,3		5,3
по жидкости		38,3		38,3	38,3			38,3	38,3		38,3

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

3.ОХРАНА ТРУДА, ПРОМЫШЛЕННАЯ

БЕЗОПАСНОСТЬ,БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

В ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ

Единая система управления промышленной безопасностью и охраной труда является составной частью комплексной системы управления произ-

водством в ОАО «Удмуртнефть» и устанавливает единые требования к безо-

пасной организации работ в области промышленной безопасности и охраны труда.

Единая система управления промышленной безопасностью и охраной труда направлена на решение следующих задач:

1)совершенствование организации работы в области промышленной безопасности и охраны труда на всех уровнях управления производством;

2)обеспечение безопасности производственного оборудования и производственных процессов;

3)соблюдение требований промышленной безопасности и охраны труда на стадии проектирования, строительства, эксплуатации, ремонта и реконструкции опасных производственных объектов (ОПО);

4)разработка мероприятий, направленных на улучшение состояния промышленной безопасности и предотвращение ущерба окружающей среде;

5)координация работ, направленных на предупреждение аварий на ОПО и обеспечение готовности к локализации аварий и ликвидации их последствий;

6)контроль за своевременным проведением необходимых испытаний и технических освидетельствований технических устройств, ремонтом и про-

веркой контрольно-измерительных приборов;

7) контроль за соблюдением технологической дисциплины.

Руководители, главные специалисты и специалисты акционерного об-

щества обязаны осуществлять организационно-технические и санитарноги-

гиенические мероприятия по созданию и обеспечению промышленной безо-