Анализ эффективности проведения ГРП на Повховском месторождении

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 1.01.2011 г. в действующем добывающем фонде числится 1303 скважины. По обводненности добываемой продукции действующий фонд добывающих скважин распределяется, как показано на рисунке 1. Наибольшая интенсивность системы отбора отмечается по скважинам, вскрывшим коллектора, характеризующиеся низкой продуктивностью. Поддержание пластового давления на месторождении осуществляется закачкой пресной, сточной и сеноманской вод по 6 БКНС. Из 629 скважин нагнетательного фонда 270 скважин – очаговые, остальные – по первоначальному проекту.   По пластам БВ8-10 и объекту ЮВ1 – 22 самостоятельных действующих нагнетательных скважины. Соотношение действующих нагнетательных скважин к действующим добывающим скважинам составляет: БВ8-10 – 1:3; ЮВ1 – 1:2. Системой ППД охвачены нефтяные залежи в горизонтах БВ8-10 и ЮВ1.

Рисунок 1 – Распределение действующего фонда добывающих              скважин по обводненоости добываемой продукции.

     Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой в целом по горизонту БВ8-10 составила в 2008 г. 117%, в 2009 г. 110%, за 2010г. 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 1978 г. и находится в стадии падения добычи нефти. Максимальный уровень достигнут в 1987 г. и составил 11,4 млн.т (7,5%) от начальных извлекаемых запасов, утвержденных в 1994 г. С 1988 г. добыча нефти падает, достигая своего минимума в 1994 г. (43% от максимального уровня добычи). В 1995 - 1996 г. 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 1983 г. 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 01.01.2011 г. с начала разработки по горизонту БВ8 добыто149,646 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 01.01.2011 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 1993 г. 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 1996 г. до 58% в 2001 г. 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 8 перечислена всего 1/3 часть геофизических исследований по месторождению. Согласно технологической схеме разработки Повховского месторождения весь комплекс геофизических исследований выполняется.

Таблица 8 - Контроль за разработкой  Повховского месторождения

4.  Общие сведения об использовании ГРП

  4.1 Приминение ГРП в отечественной и зарубежной практике

Впервые в нефтяной практике гидравлический разрыв был произведен в 1947 г. в США. Технология и теоретические представления о процессе ГРП были описаны в работе Ж. Кларка в 1948 г., после чего эта технология быстро приобрела широкое распространение. К концу 1955 г. в США было проведено более 100000 ГРП. По мере совершенствования теоретических знаний о процессе и улучшения технических характеристик оборудования, жидкостей разрыва и расклинивающих материалов успешность операций трещинообразования достигла 90 %. К 1968 г. в мире было произведено более миллиона операций. В США максимум операций по стимулированию скважин методом ГРП был отмечен в 1955 г. - примерно 4500 ГРП/мес, к 1972 г. число операций уменьшилось до 1000 ГРП/мес, и к 1990 г. уже стабилизировалось на уровне 1500 операций/мес. Технология применения ГРП в первую очередь основана на знании механизма возникновения и распространения трещин, что позволяет прогнозировать геометрию трещины и оптимизировать ее параметры. Первые достаточно простые модели, определяющие связь между давлением жидкости разрыва, пластической деформацией породы и результирующими длиной и раскрытием трещины, отвечали потребностям практики до тех пор, пока операции ГРП не требовали вложения больших средств. Внедрение глубокопроникающего и массированного ГРП, требующего большого расхода жидкостей разрыва и проппанта, привело к необходимости создания более совершенных двух- и трехмерных моделей трещинообразования, позволяющих более достоверно прогнозировать результаты обработки. В настоящее время в промысловой практике распространение получили псевдотрехмерные модели, представляющие собой совокупность двух известных двумерных моделей, описывающих рост трещины и течение жидкости в ней в двух взаимно перпендикулярных направлениях. Первые жидкости разрыва были на нефтяной основе, однако с конца 50-х годов начали применять жидкости на водной основе, наиболее распространенные из которых - гуаровая смола и гидроксипропилгуар. В настоящее время в США более 70 % всех ГРП производится с использованием этих жидкостей. Гели на нефтяной основе используются в 5 % случаев, пены со сжатым газом  применяют в 25 % всех ГРП. Для повышения эффективности гидроразрыва в жидкости разрыва добавляют различные присадки, в основном это антифильтрационные агенты и агенты снижения трения. Современные материалы, используемые для закрепления трещин в раскрытом состоянии - проппанты - можно разделить на два вида - кварцевые пески и синтетические проппанты средней и высокой прочности. К физическим характеристикам проппантов, которые влияют на проводимость трещины, относятся такие параметры, как прочность, размер гранул и гранулометрический состав, качество (наличие примесей, растворимость в кислотах), форма гранул (сферичность и округлость) и плотность. В отечественной нефтедобыче ГРП начали применять с 1952 г. Общее число ГРП в СССР в пиковый период 1958-1962 гг. превышало 1500 операций в год, а в 1959 г. достигло 3000 операций, которые имели высокие технико-экономические показатели. К этому же времени относятся теоретические и промыслово-экспериментальные исследования по изучению механизма гидроразрыва и его влияния на дебит скважин. В последующий период число проводимых ГРП снизилось и стабилизировалось на уровне примерно 100 операций в год. Основные центры по проведению ГРП были сосредоточены на месторождениях Краснодарского края, Волго-Уральского региона, Татарии (Ромашкинское и Туймазинское месторождения), Башкирии, Куйбышевской области, Чечене-Ингушетии, Туркмении, Азербайджана, Дагестана, Украины и Сибири. Гидроразрыв производился в основном для освоения нагнетательных скважин при внедрении внутриконтурного заводнения и в некоторых случаях на нефтяных скважинах. Кроме того, метод гидравлического разрыва использовался для изоляции притоков подошвенных вод в скважинах с монолитными пластами; при этом горизонтальная трещина гидроразрыва, созданная в заранее выбранном интервале, использовалась в качестве водоизолирующего экрана. Массированный гидроразрыв в СССР не проводился. С оснащением промыслов более мощной техникой для закачки воды необходимость в широком проведении ГРП в нагнетательных скважинах отпала, а после ввода в разработку крупных высокодебитных месторождений Западной Сибири интерес к гидроразрыву в отрасли практически исчез. В результате с начала 70-х по конец 80-х годов в отечественной нефтедобыче гидроразрыв в промышленных масштабах не применялся. Возрождение отечественного ГРП началось в конце 80-х годов в связи с существенным изменением структуры запасов нефти и газа. До недавнего времени в качестве проппанта в России использовался только натуральный песок в количестве до 130 т/скв„ а в большинстве случаев закачивалось 20...50 т/скв. В связи с относительно небольшой глубиной залегания обрабатываемых пластов не было необходимости в применении синтетических высококачественных проппантов. До конца 80-х годов при проведении ГРП использовалось в основном отечественное или румынское оборудование, в некоторых случаях - американское. Сейчас имеются широкие потенциальные возможности для внедрения крупномасштабных операций по проведению  ГРП низкопроницаемых газоносных пластах на месторождениях Сибири (глубина - 2000...4000 м), Ставропольского (2000...3000 м) и Краснодарского (3000...4000 м) краев. Саратовской (2000 м). Оренбургской (3000...4000 м) и Астраханской (Карачаганакское месторождение (4000...5000 м)) областей. На месторождениях ТПП "ЛУКойл-Лангепаснефтегаз" в течение 1994-1996 гг. проведено 316 операций ГРП, в 1997 г. - еще 202 гидроразрыва. Обработки осуществляются собственными силами и СП "КАТКОНЕФТЬ". Дополнительная добыча нефти составила около 1,6 млн. т, средний прирост дебита -7,7 т/сут на скважину.

4.2 Оборудование, применяемое при ГРП на Повховском месторождении

На Повховском месторождении ТПП “Когалымнефтегаз” гидравлический разрыв пласта производится совместным Российско-Германским предприятием “Катконефть”. Все наземное оборудование для гидроразрыва пласта установлено на базе шасси “Мерседес - Бенц” и предназначено для работы в жестких условиях нефтяных месторождений. Оборудование приспособлено для производства гидроразрыва пласта на любом типе жидкости и проппанта, и управляется дистанционно с компьютерной станции, установленной на шасси автомашины. Оборудование может работать в температурном режиме от  –30  до  +500С. Комплекс спецтехники СП «КАТКонефть» для производства ГРП состоит из стандартных единиц:

- Пескосмесительная установка – Блендер МС-60

- Насосный агрегат – FS-2251

- Блок манифольда – IS-200

- Песковоз

- Станция контроля – EC-22ACD

- Емкости

Блендер — передвижной агрегат, предназначенный для предварительного приготовления технологических жидкостей в резервуарах и последующей их подачи через систему манифольда на прием насосных агрегатов. Благодаря тщательно продуманной системе компьютерного управления агрегат способен обеспечить высокое качество смешивания жидкостей, проппанта и химикатов. Блок управления блендера обеспечивает соблюдение заданного уровня жидкости в смесителе, автоматический контроль подачи проппанта и автоматический контроль подачи сухих и жидких химикатов.Силовой двигатель — ходовой дизель Мерседес-Бенц   мощностью  380 л. с. с гидравлической системой передачи мощности. Максимальная подача смеси — 8 м/мин при давлении 4 атм. Возможность рециркуляции жидкости через резервуары при загеливании жидкостей разрыва. Турбинные расходомеры по жидкости и смеси. Радиоактивный плотномер смеси. Две системы подачи жидких химикатов и две системы подачи сухих химикатов — управление бортовым компьютером или оператором. Два шнека проппанта с общей подачей до 8 тн/мин - управление бортовым компьютером или оператором. Контролируемые параметры -расход на приеме и выкиде, расход сухих и жидких химикатов, расход проппанта, плотность смеси на выкиде, давление на приеме и выкиде, параметры силовой установки. Передвижной насосный агрегат предназначен для закачки в скважину различных жидкостей и смесей с проппантом с высоким темпом и при большом давлении. Трехплунжерный пятидюймовый насос SPM  приводится в действие через автоматическую трансмиссию ALLISION двигателем DETROIT DIESEL. Силовая установка – двухтактный дизель 16V149TIB номинальная мощность 2250 л.с. при 2050 об/мин.. Водяное охлаждение, запуск от двигателя шасси. Насос SPM модель TWS 2000 – трехплунжерный, пятидюймовый, одностороннего действия, гидравлическая мощность 2000 л.с., принудительная смазка плунжеров. Максимальное рабочее давление 800 атм. При подаче 0,77 м3/мин. Максимальное давление – 1050 атм. Максимальная подача 2.5 м3/мин. Полное дистанционное управление из станции контроля или выносного пульта. Электронная система защиты от превышения установленного давления. Для облегчения холодного пуска предусмотрены электроподогрев основных систем смазки, охлаждения и гидравлики, и эфирный запуск двигателя. Блок манифольда предназначен для распределения жидкости от блендера к каждому насосу по системе низкого давления и подаче общего потока от насоса в скважину по системе высокого давления. Конструктивно манифольд выполнен на отдельной платформе-скиде, перевозимой на специальном грузовике. Система низкого давления – диаметр 4 дюйма. Система высокого давления – диаметр 3 дюйма, давление 1050 атм. Одновременное подключение до 6 насосов. Линии   низкого   давления   оборудованы   4-дюймовыми задвижками типа «Батерфляй». Для соединения с Блендером и насосными агрегатами используются резинометаллические шланги сБРС'4". Линии  высокого  давления  оборудованы   3-дюймовыми пробковыми кранами с червячным редуктором, обратными клапанами и электронным преобразователем давления. Для соединения со скважиной имеется набор 3 " труб с БРС (длина от 1м до 4м) и вертлюги. Максимальная длина линии — до 60 метров. Песковоз предназначен   для  перевозки  проппанта  и контролируемой подаче его на блендер и представляет собой гидравлический самосвал с полностью закрытым кузовом. Подача проппанта производится через гидравлически   управляемую заслонку. Крыша песковоза оборудована площадкой с перилами и тремя загрузочными люками для проппанта. Максимальная полезная нагрузка — до 30 т. Короткая колесная база обеспечивает повышенную маневренность. Станция контроля— это компьютерный центр управления процессом ГРП и сбора информации. Станция выполнена в виде комфортабельного фургона на шасси автомобиля Мерседес-Бенц повышенной проходимости. Оборудована системами отопления и кондиционирования для поддержания нормального температурного режима при любых погодных условиях, дизельным генератором для автономного электроснабжения. Для управления насосными агрегатами в станции установлены шесть  управляющих  панелей,         которые позволяют        одному оператору     управлять всеми насосами. Имеется возможность одновремен­ной остановки всех насосов в аварийных случаях. Для оперативной связи в процессе работ имеется комплект      радиосвязи близкого радиуса действия. Для контроля процесса ГРП и сбора данных станция оснащена компьютерной системой преобразования сигналов и двумя персональными компьютерами. Контролируемые параметры: