Разница в характере обводнения 1 и 2 группы объясняется тем, что по скважинам 7 группы созданная трещина выходит  в более обводненные области  пласта, по сравнению с обводненностью при скважинной зоны; по 2 группе - в менее обводненные районы.

    По 3 группе скважин проведение ГРП  не повлияло на динамику их обводнения. По ним наблюдается постепенный  рост процента воды. Как правило, эти  скважины достаточно удалены от нагнетательных.

    По 4 группе представлена скважинами, по которым после проведения ГРП обводненность снизилась. Геологический разрез   в  этом   случае   представлен   прерывистым тонкослоистым коллектором. Созданная трещина приобщает к работе не дренируемые ранее чисто-нефтяные пропластки, что приводит к снижению обводнения на фоне повышения дебитов. При этом количество воды, поступающей из обводненных пропластков, остается приблизительно на том уровне.

    Выводы:

    1. По скважинам, на которых был  проведен гидроразрыв пласта, средняя  обводненность существенно не изменилась. До ГРП - 3%, после ГРП - 6%, текущая - 12%.

    2. Изменение характера обводнения  произошло по 24 скважинам (16%).

    3. Увеличение содержания воды в  продукции отмечается по скважинам,  расположенным в зонах, охваченных  заводнением, и в разрезе которых присутствуют однородные пропластки толщиной более 2 м. Эффективность ГРП в таких скважинах ниже, чем по прерывистому коллектору.

    4. Уменьшение обводненности наблюдается  по скважинам, разрез которых  представлен прерывистым тонкослоистым коллектором.

    5. Одной из причин повышения  процента воды являются заколонные  перетоки и наличие пропластков  с низкой начальной насыщенностью  нефти. 

5.3.4. Оценка влияния ГРП на величину коэффициента нефтеизвлечения и систему разработки.

 
 

    Принято разделять величину дополнительной добычи нефти на две составляющие: эффект от интенсификации и эффект от увеличения КИН. Соглашаясь в целом  с подходом, можно отметить, что утвержденная методика не в полной мере соответствует случаю проведения ГРП на Повховском месторождении.  Методика рассчитана на применение методов характеристик обводнения и, как показал опыт использования,   отвечает   поставленной   задаче   при обводненности продукции закачиваемой водой более 30%. Среди скважин, по которым произведен ГРП, таких немного. Кроме того, на использование метода характеристик обводнения значительное влияние может оказать простой скважин до ГРП, либо в ожидании ГРП.

    Недостатки  метода характеристик обводнения не могут заменить методы расчета на "физически содержательных" моделях, что неоднократно отмечалось в отечественной  литературе. Только часть эффекта  от повышения КИН можно однозначно определить, если знать, какие из ранее недренируемых запасов задействовала трещина. Согласно результатов промыслово-геофизических исследований и трехмерного моделирования по прерывистой зоне пласта величина КИН возрастает в отдельных случаях в 2 - 3 раза. В среднем, по прерывистой зоне пласта увеличение КИН оценивается на 25%.

    Выделение эффекта от интенсификации правомерно, но в том случае, если скважина без  проведения ГРП в состоянии с  экономической эффективностью  вырабатывать  запасы. Экономические расчеты показали, что в условиях краевой зоны горизонта БВ8, где большинство скважин работают в режиме накопления и отсутствует эффективная связь с системой ППД, ремонт скважин с дебитом до 7 т/сут. экономически не оправдан. Поэтому, по большинству скважин эффект от интенсификации, в определенном смысле, можно относить к эффекту от повышения КИН.   Рассмотрим потенциальную оценку прироста величины КИН, исходя из запасов и величины нефтеизвлечения, утвержденной ГКЗ России.

    В краевой зоне залежи пласта БВ8 сосредоточено 138,6 млн.т. балансовых запасов, средний КИН - 0,287, извлекаемые запасы - 39,8 млн.т. В этой зоне расположено 588 добывающих скважин. На одну скважину, в среднем, приходится 67,6 тыс. т. извлекаемых запасов. Примем, что вся дополнительная добыча нефти на одну скважину (в среднем, 16,3 тыс.т.) получена за счет повышения КИН.  Тогда прирост коэффициента  нефтеизвлечения  составит   24%,   что совпадает с приростом по тонкослоистому коллектору. Таким образом, если исходить из того, что при заводнении будет достигнута утвержденная ГКЗ величина нефтеотдачи, максимальный ее прирост за счет ГРП равен приросту по тонкослоистому коллектору - 24 - 25%.

    ГРП в состоянии оказать сильное  влияние на систему разработки. Среди  положительных возможностей метода можно отметить:

    • выравнивание темпов отбора по слабо дренируемым и высокопродуктивным зонам;

    • сокращение пассивных запасов за счет более высокой экономической  окупаемости краевых скважин;

    • ускорение темпов формирования системы  ППД, особенно по краевой части залежи;

    • создание эффективных очагов стягивания запасов;

    • сокращение простаивающего и малодебитного  фонда скважин;

    • повышение степени нефтеизвлечения;

    • уменьшение конуса подошвенной воды в водонефтяных зонах за счет уменьшения депрессии на пласт;

    • уменьшение обводненности продукции скважин в прерывистом пласте.

    Среди негативных сторон применения ГРП можно  отметить:

    • расформирование зоны стягивания при  неудачном подборе скважин;

    • повышение обводненности продукции  и уменьшение КИН в водонефтяных зонах, если трещина уходит в водоносную часть разреза;

    • увеличение обводненности продукции  в заводненных зонах, если в  разрезе  присутствует мощный  высокопроницаемый  пропласток.

    Среди   отрицательных   сторон   влияния   наиболее необратимым является расформирование  зоны стягивания. В условиях применения ГРП на Повховском месторождении таких случаев не обнаружено. Случаи увеличения обводненности в заводненных зонах с присутствием мощных пропластков отмечаются по 10 скважинам.. Однако, эти скважины, в большинстве случаев, расположены в нагнетательных рядах, либо хорошо вписываются в систему ППД. После полного обводнения скважины будут переведены под закачку. Прогнозируемая величина накопленного эффекта по этой группе экономически оправдывает проведенные ГРП.

    Имеются 3 скважины, расположенные в водонефтяной зоне, по которым уход трещины в слабонасыщенные нефтью пропластки (2 скважины горизонта БВ8}, либо в водоносную часть пласта (1  скважина пласта ЮВ1) повлекли значительный, а по пласту ЮВ1 100% рост обводнения продукции. Экономическая эффективность проведения ГРП по ним отрицательна. Все три скважины расположены в зоне слабого развития системы ППД, поэтому следует ожидать технологическую эффективность от перевода их под закачку.

    Из  положительных сторон влияния можно  отметить следующие:

    • соотношение отборов к извлекаемым запасам между краевой и центральной частью горизонта БВ8 на начало работ по ГРП равнялось 3, в настоящее время -2,6, в 1998 году планируемое соотношение 1,5;

    • из 26,3 млн.т. пассивных запасов горизонта  БВ8 в разработку вовлечено около 3 млн. т;

    • по всей краевой части залежи сформированы, либо в ближайшее   время   будут   сформированы скважины, выполнившие  свое проектное назначение и которые  с высокой эффективностью можно  будет перевести под нагнетание;

    • для вовлечения прерывистой части разреза в активную разработку проведение ГРП оказалось более эффективным, чем бурение уплотняющих скважин. Так, по уплотняющим скважинам даже в зонах наибольшего развития прерывистой части разреза, дебит нефти не превышает 5 т/сут. Дебит нефти этой части разреза при меньших толщинах после проведения ГРП около 25 т/сут.;

    • по горизонту БВ8 происходит переход  от рядной системы заводнения к блочной. Проведенные ГРП позволяют ускорить этот процесс, как за счет организации  очагов стягивания, так и за счет ускоренной выработки запасов в разрезающих и нагнетательных  рядах по первоначальному проекту;

    Таким   образом,   проведение   ГРП   на   Повховском месторождении  явилось сильным инструментом оперативного регулирования системы разработки.  Следует уделить внимание усилению выработки запасов из прерывистой части разреза в слабо охваченных разработкой зонах, усилению выработки краевой части горизонта БВ8, сокращению пассивных запасов по пласту ЮВ1¹, восточной краевой части основной залежи и южной залежи пласта БВ8. 
 
 

    Технико-экономические  показатели проведения ГРП 

 

6.ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ

 

   6.1Анализ влияния  ГРП на ТЭП НГДУ  «Ватьеганнефть» 

    Производство  гидроразрыва пласта, наряду с последними достижениями мировой практики в  области повышения нефтеотдачи   пластов,   является   высокорентабельным производством.

    За 2000 год на Повховском месторождении  был проведен 93 гидроразрыв пласта среднее увеличение дебита в 5,9 раза. успешность ГРП -    93 %. Средняя  продолжительность эффекта 4 года. Дополнительная добыча составила 2982 тыс. тонн,при плане 10642 тыс.тонн.

    Результаты  расчета проведения ГРП на Повховском месторождении показали: прирост  выручки от проведения гидроразрыва пласта составил 9502881,0 тыс. рублей. После  вычета затрат на проведение гидроразрыва пласта, затрат на дополнительную добычу нефти выплату налогов за 2000 год прирост потока денежной наличности составил 1104975 тыс. рублей. (1004532,5 тыс. рублей в дисконтированных показателях)

    Проведя расчет дополнительной добычи за 4 года, дополнительная добыча составит  8143 тыс. тонн. Накопленный поток денежной наличности в период с 2000 года по 2003 год составит 6427080 тыс. рублей. ЧТС за период с 2000 года по 2003 год составит 2622200,2 тыс. рублей.

    Анализируя  экономическую эффективность повышения  нефтеотдачи пластов, применение метода ГРП дает возможность: увеличения добычи нефти, дополнительного потока денежной наличности, возможность разрабатывать Повховское месторождение с положительными экономическими показателями. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      
 

     

 

 

  

      

7.ТЕХНИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСТНОСТЬ ТРУДА

    7.1.Условия труда при производстве ГРП.

 
 

    Требования  охраны труда развиваются в соответствии с "Основами законодательства Российской Федерации о труде". Их подготавливают соответствующие Министерства и  ведомства, оформляют в виде стандартов, общероссийских правил и норм.