Повышение эффективности скважинной добычи нефти на Ватинском месторождении

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Геология
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

1,22 Мб
Опубликовано:

2014-07-16

Все дипломные работы по геологии

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Повышение эффективности скважинной добычи нефти на Ватинском месторождении

Министерство образования и науки российской федерации

Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина

Факультет разработки нефтяных и газовых месторождений

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных месторождений

Специальность 130503 Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

на тему: Повышение эффективности скважинной добычи нефти на Ватинском месторождении

Руководитель проекта

доцент, к.т.н., Бравичева Т.Б.

Студент гр._РН-09-4

Мустаков Павел Николаевич

Москва 2014

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Общие сведения о Ватинском месторождении

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.3 Тектоническое строение

1.4 Нефтеносность продуктивных пластов

1.5 Свойство и состав пластовых флюидов

1.6 Запасы нефти и растворённого газа

2. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ВАТИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Основные этапы проектирования разработки Ватинского месторождения

2.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения

2.3 Анализ эффективности, применяемых методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов

3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Гидравлический разрыв пласта

3.2 Технологические основы гидравлического разрыва пласта

3.3 Типы жидкостей разрыва

3.4 Расклинивающие материалы (проппанты)

3.5 Техника для проведения ГРП

3.6 Эксплуатация скважин УЭЦН

4. РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ

4.1 Проектирование процесса гидравлического разрыва пласта на скважине № 701 Ватинского месторождения

Расчёт параметров вертикальной трещины после ГРП нефильтрующейся жидкостью

4.2 Подбор УЭЦН к скважине №701 Ватинского месторождения

4.3 Выбор типоразмера и глубины спуска УЭЦН в скважину

4.4 Подбор УЭЦН

5. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

5.1 Технико-экономические показатели работы предприятия

5.3 Расчёт экономической оценки проекта

6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

6.1 Введение

6.2 Анализ условий труда на Ватинском месторождении

6.3 Комплекс мер по охране окружающей среды

6.4 Инженерные решения и предложения по обеспечению безопасности, охране труда и охране окружающей среды на производственном объекте

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Ватинское нефтяное месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области вблизи разрабатываемых Аганского (на севере), Мегионского (на востоке), Самотлорского (на северо-востоке) и Северо-Покурского (на западе) месторождений.

Расстояние от месторождения по прямой до окружного центра Ханты-Мансийска составляет 370 км, до областного центра г. Тюмени - 750 км, городов Сургута и Нижневартовска соответственно 150 и 50 км. Ближайшими населенными пунктами являются г. Нижневартовск, г. Мегион, посёлок Покур и посёлок Вата (рис.1.1)

Лицензия ХМН № 00535 НЭ выдана 26.05.1997 г. ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» сроком до 31.12.2038 г.

Месторождение открыто в 1963 г. Пробная эксплуатация месторождения начата в 1965 г., промышленная - в 1966 г.

Залежи углеводородов приурочены к 33 продуктивным пластам: АВ₁¹⁺², АВ₁³, АВ₂¹, АВ₂², АВ₃, АВ₄, АВ₅, АВ₆, АВ₇, АВ₈, БВ₀⁰, БВ₀¹, БВ₀², БВ₁¹, БВ₁², БВ₂, БВ₃¹, БВ₃², БВ₄¹, БВ₄², БВ₅, БВ₆, БВ₇⁰, БВ₇, БВ₈¹⁺², БВ₈³, БВ_19-20, БВ_21-22, ЮВ₁⁰, ЮВ₁¹, ЮВ₁², ЮВ₂, ЮВ₃ нижнемеловых и юрских отложений.

За весь период разработки на месторождении отобрано 154,8 млн.т нефти, 534 млн.т жидкости. Текущая обводнённость достигла 84,9 %, число добывающих скважин, перебывавших в эксплуатации за весь период разработки, составило 1563.

. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

.1 Общие сведения о Ватинском месторождении

Площадь месторождения представляет собой слабо пересечённую, сильно заболоченную равнину, приуроченную к пойме и надпойменным террасам реки Оби и её притоков. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +40 м в пойменных частях рек до +64 м в пределах надпойменных террас.

Главная река Обь протекает южнее Ватинского месторождения. Ширина её русла достигает 1000-1300 м, она разветвляется в этом районе на большое количество протоков и рукавов. Наиболее крупными из них являются Мега, Мулиа, Пасол, Быстрая и другие. Правый приток Оби - Ватинский Еган пересекает месторождение почти в широтном направлении. В периоды весенних паводков река Обь и её притоки выходят из берегов, затопляя почти всю промысловую площадь. Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием хвойных пород.

Климат района резко континентальный. Лето короткое, максимальная температура в июле достигает +30^°С. Зимний период продолжается с ноября по апрель. Зима суровая, с метелями и снегопадами. Минимальная температура в декабре-январе достигает минус 50^°С, при среднесуточной температуре в январе минус 25^°С. Наибольшее количество осадков наблюдается в июле-августе и декабре-январе. Общее количество осадков в год составляет 400 мм. Толщина снегового покрова на открытых участках - до 1,0 м, на залесенных - 1,6 м и более. Ледяной покров на реках и больших озёрах достигает 40-80 см, на лесных озёрах всего 10-40 см. Реки вскрываются в конце мая, в конце октября наступает ледостав.

Ближайшими населёнными пунктами являются города Нижневартовск и Мегион, посёлки Покур и Вата.

Основной отраслью в районе является нефтедобывающая промышленность, а также строительство промышленных и бытовых объектов, лесозаготовки, рыболовство, охота.

Необходимые грузы доставляются в период навигации (май-октябрь) водным транспортом и по железной дороге Тюмень-Тобольск-Сургут-Нижневартовск. На месторождении имеются автодороги с бетонным покрытием, которые соединяют его с городами Нижневартовск и Мегион.

Рисунок 2.1.1. Обзорная схема района работ

Сопутствующие полезные ископаемые. В Нижневартовском районе открыт ряд месторождений строительных материалов: керамзитовых глин, строительных и стекольных песков, песчано-гравийной смеси. Изучены и оценены запасы пресных вод. Произведен подсчёт запасов подземных вод апт-сеноманского водоносного комплекса, используемых для закачки в продуктивные пласты, и запасы утверждены ГКЗ РФ. Краткое описание этих месторождений приводится ниже.

Месторождение керамзитовых глин находится в 15 км к северо-западу от г. Мегион. Подсчитанные запасы глин составляют по категориям А+В+С₁ 2963,1 тыс. м³.

Месторождение строительного песка с запасами 4,8 млн. м³ открыто в 2,5 км к юго-востоку от г. Мегион.

Месторождение стекольного песка открыто в 120 км к юго-западу от посёлка Варьеган. Пески кварцевые, мелкие. Модуль крупности от 0,79 до 1,46. Содержание кварца 98%. В русле реки Аган открыто Шенглетовское месторождение стекольного песка на глубине 2,1-9,8 метров. Запасы составляют 25 млн. м³.

Локосовское месторождение глин расположено в 75 км к западу от г. Мегион у пос. Локосово, на второй надпойменной террасе р. Оби. Глины при добавке 1,5% солярного масла можно использовать для получения керамзитового гравия марки 600. Эти глины пригодны для изготовления кирпича марки 100-125 с сушкой в естественных условиях. Запасы глин утверждены в ГКЗ РФ по категориям: А - 1186 тыс. м³, В - 2725 тыс. м³, С₁ - 2280 тыс. м³. В настоящее время на этом сырье работает Локосовский кирпичный завод. Лобановское месторождение глин находится в 10 км восточнее пос. Локосово. Площадь месторождения составляет 44 га, запасы 1988 тыс. м³. Глины пригодны для производства кирпича.

В Нижневартовском районе и непосредственно в пределах месторождения имеются огромные запасы торфа, а также гравия, песка и других строительных материалов, которые используются в процессе обустройства месторождений, строительства дорог, оснований под кустовое бурение, в промышленном и гражданском строительстве.

Условия водоснабжения. Источниками временного водоснабжения служат реки, ручьи, озёра. Однако поверхностные воды в большей степени подвержены загрязнению, требуют дополнительной очистки и не могут быть использованы источником питьевого водоснабжения.

Нижневартовский район расположен в центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна, где в разрезе верхнего гидрогеологического этажа выделяются следующие водоносные горизонты:

1. Водоносный горизонт четвертичных отложений;

2. Атлым - Новомихайловский горизонт;

. Апт - Альб - Сеноманский горизонт.

На Ватинском месторождении основной объём воды используется для закачки в нефтяные пласты. В системе поддержания пластового давления (ППД) производится закачка вод различных источников. Данные представлены в таблице 2.1. В настоящее время больше половины закачиваемых вод составляют пресные поверхностные воды с водозабора “Курья”, не требующие очистки.

Таблица 2.1. Объём закачки различных источников в систему ППД Ватинского месторождения, тыс. м³

Годы	Всего	Пресных	Сточных	Сеноманский
1988	8716	1158	1946	5612
1989	8627	1062	2726	4840
1990	10300	3900	3458	2941
1991	10309	3910	3458	2941
1992	15825	7875	4655	3295
1993	17630	9310	6492	1898
1994	20107	12705	7402	-
1995	23819	14092	9727	-
1996	24010	13371	10639	-
1997	20289	10004	10285	-

Вторым агентом закачки являются сточные воды, которые добываются с нефтью и отделяются от нее в пунктах подготовки нефти. Там же происходит очистка сточных вод до проектных параметров. На Ватинском месторождении содержание механических примесей не превышает 28,2 мг/л, нефтепродуктов - 37,5 мг/л. Объём закачки сточных вод постоянно увеличивается.

Третьим агентом закачки является подземные воды апт-альб-сеноманского комплекса (покурская свита). Её толщина на Ватинском месторождении 649-720 м, кровля залегает в интервале глубин 955-973 м, подошва - от 1649 до 1772 метров. Песчанистость пород достигает 45 %, от чего водообильность покурской свиты тоже высокая. Среднесуточные дебиты скважин в 1972 году составляли 2620-3556 м³/сут, а к 1978 снизилась до 1200-2000 м3/сут. На данный момент закачка сеноманских вод на Ватинском месторождении прекращена.

Хозяйственно-питьевое водоснабжение на месторождении осуществляется за счёт подземных вод Атлымского и Новомихайловского водоносных горизонтов, приуроченных к мелкозернистым пескам с прослоями и линзами разнозернистых песков. Кровля отложений Новомихайловского возраста вскрыта на глубине 180-198 метров, Атлымского - на глубине 236-255 метров. Толщина водоносного горизонта невелика, рабочая часть фильтра не превышает 10 метров. По физическим и химическим свойствам воды Атлымского и Новомихайловского водоносных горизонтов соответствуют требованиям ГОСТа 2874-82 на питьевую воду (за исключением повышенного содержания железа).

С 1972 по 1975 год на Ватинском месторождении пробурены скважины для водоснабжения ЦТП, ЦДНГ-2, БКНС и ДНС, КНС - 4 и других нефтепромысловых объектов. Дебиты скважин при испытании составляли 20-30 м3/сут, при средних понижениях 40-60 метров. В связи с малой потребностью воды обычно работает одна скважина из 2-3 пробуренных на объекте. Подземные воды пресные, гидрокарбонатно-кальцевые, с минерализацией до 0,5 мг/л и жёсткостью от 0,97 до 2,9 мг-экв/л.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Стратиграфическое расчленение разрезов скважин произведено в соответствии с региональной стратиграфической схемой, утвержденной Межведомственным стратиграфическим комитетом 09.04.2004 г.

Геологический разрез Ватинского месторождения представлен мощной толщей (до 3000 м) осадочных пород, залегающих на размытой поверхности складчатого фундамента. В геологическом строении разреза принимают участие породы доюрского фундамента и мезо-кайнозойские терригенные отложения платформенного чехла. В пределах последнего выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования.

Палеозойский фундамент (PZ)

Представлен сильно метаморфизированными глинистыми, глинисто-слюдистыми и глинисто-кремнистыми сланцами девон-триасового возраста. На сопредельных площадях встречаются известняки и сильно метаморфизованные магматические породы. Максимальная вскрытая толщина пород фундамента на месторождении 48 м.

Юрская система (J)

Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами. Нижний и средний отделы сложены преимущественно континентальными осадками, верхний - морскими. Нижний отдел представлен котухтинской, средний - тюменской и верхний - васюганской, георгиевской и баженовской свитами.

Котухтинская свита (J₁) представлена чередованием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники серые, зеленовато-серые. Глины уплотненные темно-серые, прослоями слабо битуминозные. Встречаются вкрапления пирита, растительного детрита, листовая флора.

Тюменская свита (J₂а-J₂k) представлена чередованием плотных глин, алевролитов и песчаников. Нижняя часть сложена переслаиванием песчаников, и алевролитов серых, глинистых с уплотненными глинами, реже углями. Толщина тюменской свиты составляет 115-225 м.

Васюганская свита (J₂k-J₃о) подразделяется по литологическому составу пород на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена глинами темно-серыми, иногда алевритистыми. Встречаются прослои битуминозных глин. Толщина нижней подсвиты 26-30 м. Верхняя подсвита сложена переслаиванием песчаников и алевролитов с подчиненными прослоями алевритистых глин. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые. В этой подсвите выделяется продуктивный горизонт ЮВ₁. Толщина васюганской свиты 60-70 м.

Георгиевская свита (J₃km) сложена глинами темно-серыми, почти черными, плотными, слюдянистыми, слабо битуминозными с тонкими прослоями известняков. Толщина осадков георгиевской свиты от 1 до 5 м.

Баженовская свита (J₃tt-K₁b) представлена глинами темно-серыми, почти черными с буроватым оттенком. С битуминозными глинами баженовской свиты связан один их основных реперов - отражающий горизонт «Б». Толщина баженовской свиты 6-13 м.

Меловая система (К)

Представлена всеми отделами и ярусами, сложена морскими, прибрежно-морскими и континентальными фациями. На битуминозных глинах баженовской свиты согласно залегает преимущественно глинистая толща мегионской свиты, включающая осадки берриасского и валанжинского ярусов меловой системы.

Мегионская свита (K₁b-K₁v) в нижней части представлена глинами серыми и темно-серыми, иногда слабо битуминозными или известковистыми толщиной 15-18 м. На них залегает ачимовская толща - переслаивание песчаников, алевролитов и глин, которая не выдержана по толщине (48-70 м) и простиранию. Ачимовская толща на Ватинском месторождении содержит нефтеносные пласты песчаников БВ_19-22. Завершается разрез мегионской свиты преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются нефтеносные пласты БВ₈^1-3. Песчаники светло-серые, буровато-серые, мелко- и среднезернистые, они обычно разделены прослоями глин, алевролитов и известковистых песчаников. В кровле свиты залегает пачка темно-серых самотлорских глин. Ритмичные глины выдержаны по простиранию, служат репером и покрышкой над промышленно нефтеносным пластом БВ₈, толщина ее колеблется от 10 до 30 м. Общая толщина мегионской свиты на Ватинском месторождении около 280 м.

Ванденская свита (К₁v-K₁br) имеет двучленное строение. Нижняя часть ее сложена прибрежно-морскими и мелководными образованиями, которые представлены мощной (более 200 м) толщей переслаивания сероцветных песчаников, алевролитов и глин. К ней приурочены продуктивные пласты БВ₀-БВ₇. Верхняя часть ванденской свиты включает продуктивные пласты АВ_2-8, представлена переслаиванием зеленовато-серых песчаников, алевролитов и глин с прослоями буровато-пестроцветных, перемятых, с зеркалами скольжения глин. Породы верхней подсвиты имеют дельтовое происхождение (пласты АВ_4-5 и АВ_2-3). Общая толщина ванденской свиты более 400 м. В верхней части свиты наблюдается размыв барремских образований. Подтверждением этому служит присутствие галек в основании перекрывающей алымской свиты. К поверхности предполагаемого размыва приурочена граница между барремским и аптским ярусами.

Алымская свита (К₁а) состоит из двух частей. Нижняя подсвита представлена пестрым спектром пород - от чистых нормальных песчаников до песчано-алевролитовых пород тонкой слоистости (продуктивный горизонт АВ₁). Верхняя подсвита сложена битуминозными глинами, темно-серыми, с частыми тонкими прослоями алевролитов (кошайские глины). Общая толщина алымской свиты 45-75 м. В период накопления кошайских глин произошло углубление и расширение морского бассейна. Кошайские глины в Нижневартовском районе относительно выдержаны, с ними связан региональный сейсморепер - горизонт «М».

Покурская свита (К₁а-К₂s). Представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. Пески и песчаники серые, светло-серые, иногда с зеленовым оттенком, мелко- и среднезернистые, с включением углистого детрита и сидерита. Толщина свиты 680-720 м.

Вышезалегающая часть разреза меловой системы (К₂t-К₁d) представлена преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит толщиной 250-300 м.

Палеогеновая система (P) состоит в нижней части в основном из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, тавдинская свиты), толщина которых составляет 435-475 м, выше залегают континентальные осадки - переслаивание глин, песков, бурых углей, (атлымская, новомихайловская, туртасская свиты). Толщина осадков 200-230 м.

Четвертичные отложения (Q) - супеси, суглинки, пески, торф залегают на размытой поверхности осадков туртасской свиты, толщина их составляет 20 м.

На рисунке 2.2.1. представлен литолого - стратиграфический разрез Ватинского месторождения.

Рисунок 2.2.1. Схематический сводный литолого - стратиграфический разрез Ватинского месторождения.

1.3 Тектоническое строение

В пределах Западно-Сибирской плиты большинство исследователей выделяет три структурно-тектонических этажа:

Нижний - формировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты.

Средний - объединяет отложения, образовавшиеся в условиях парагеосинклинали, имевшей место в пермско-триасовое время.

Верхний - мезо-кайнозойский, типично платформенный. Формировался в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента.

На тектонической карте Западно-Сибирской плиты (1998 г. ред. Шпильман В.И., Подсосова Л.Л., Змановский Н.И.) Ватинское месторождение расположено в центральной части Нижневартовского свода - структуры I порядка, образованной относительным поднятием крупного блока фундамента. На западе Нижневартовский свод отделяется от Сургутского свода Ярсомовским прогибом, на юго-западе и юге граничит с Юганской мегавпадиной, на востоке - с Колтогорско-Толькинской шовной зоной (рисунок 2.3.1).

Рисунок 2.3.1. Выкопировка из тектонической карты центральной части Западно - Сибирской плиты (под ред. В.И. Шпильмана, Н.И. Змановского, Л.Л. Подсосовой, 1998 г.)

В тектоническом отношении Ватинское месторождение приурочено к Мегионско-Покурской системе валов, а именно к собственно Ватинскому и частично к Маломегионскому локальным поднятиям III порядка, имеющим сложные очертания. Оно сочленяется через седловины различных форм и размеров на юго-востоке в районе скважины 138 - с Мегионским, на севере в районе скважин 809 и 814 - с Южно-Аганским, на западе, район скважины 148 - с Северо-Покурским поднятиями.

По подошве баженовской свиты (рисунок 2.3.2.) Ватинская структура оконтуривается изогипсой -2430 м. По изогипсе -2400 м в ее пределах выделяется четыре поднятия - по два в восточной и западной частях, которые можно объединить, именуя их как Западно-Ватинское и Восточно-Ватинское поднятия. Оба имеют близкое к меридиональному простирание.

На Западно-Ватинской структуре по горизонту БВ₈ установлено 8 сводовых участков, на Восточно-Ватинской - 4. Указанные структуры по данному горизонту оконтуриваются изогипсой -2130 м. Амплитуда Восточно-Ватинской структуры составляет 48 м, наиболее ее высокая точка располагается в районе скважины 1180 и имеет отметку -2082,0 м, амплитуда Западно-Ватинской - 63 м, вершина зафиксирована в скважине 310 (отметка -2067 м) в южной части структуры. Это самая высокая отметка горизонта БВ₈ на площади месторождения, поэтому эта часть структуры названа Центральной.

Соответственно формируются и более контрастные прогибы между отдельными вершинами структур. Например, на Западно-Ватинской структуре они отмечаются по линиям скважин с севера на юг 160-805, 786-129, 789-122-114, 81-775-777-778-78; на Восточно-Ватинской - 53-49, 754-752-123.

По вышезалегающим горизонтам отмеченная особенность тектонического строения сохраняется, но с выполаживанием структурных планов. По верхнему продуктивному пласту АВ₁² изогипса -1680 м оконтуривает обе Ватинские структуры и объединяет Северо-Покурскую

Рисунок 2.3.2. Структурная карта подошвы баженовской свиты

Ватинскую, Мегионскую, Мыхпайскую и Самотлорскую структуры. Амплитуды Ватинских поднятий по указанному пласту следующие: по Западно-Ватинскому - 47 м, вершина располагается в районе скважины 104 (отметка -1637,5 м); по Восточно-Ватинскому - 40 м. (скв. 1180, отметка -1640 м).

Крутизна крыльев уменьшается от 2º÷2º30´ по сейсмическому горизонту «Б» (кровля баженовской свиты) по БВ₈, до 0º3´÷1º - по горизонту АВ₁³. Таким образом, на Ватинской площади имеется ряд куполовидных поднятий, которые можно объединить в два наиболее крупных - Западно-Ватинское и Восточно-Ватинское, имеющих простирание, близкое к меридиональному.

.4 Нефтеносность продуктивных пластов

Продуктивные залежи на Ватинском месторождении приурочены к алымской свите (пласты АВ₁¹⁺², АВ₁³), верхней (АВ₂¹, АВ₂², АВ₃, АВ₄, АВ₅, АВ₆, АВ₇, АВ₈) и нижней (БВ₀⁰, БВ₀¹, БВ₀², БВ₁¹, БВ₁², БВ₂, БВ₃¹, БВ₃², БВ₄¹, БВ₄², БВ₅) подсвитам ванденской свиты, к подошвенной части ванденской и кровельной части мегионской свит (БВ₆, БВ₇⁰, БВ₇, БВ₈¹⁺², БВ₈³), подошвенной части мегионской свиты (БВ_19-20, БВ_21-22), к васюганской (ЮВ₁⁰, ЮВ₁¹, ЮВ₁²) и тюменской (ЮВ₂, ЮВ₃) свитам. В разрезе выделено 33 продуктивных пласта, содержащих 112 залежей нефти.

В таблице 2.4.1 приведены геолого-физические характеристики продуктивных пластов Ватинского месторождения. В таблице 2.4.2 приведена краткая характеристика залежей.

Таблица 2.4.1

Геолого - физическая характеристика продуктивных пластов Ватинского месторождения

Таблица 2.4.2 Краткая характеристика залежей Ватинского месторождения

Пласт	Залежь	Блок		Абсолютная отметка ВНК, м	Размеры залежи					Диапазон изменения эффективных толщин, м			Диапазон изменения эффективных нефтенасыщенных толщин, м		Тип залежи
					длина, км			ширина, км	высота, м
1	2	3		4	5			6	7	8			9		10
АВ11+2	Основная	-		1690	-			-	-	0.4-13.9			0.4-13.9		ПС ЛЭ
АВ13	Основная	-		1690	25-30			20	60,0	0.4-12.2			0.4-12.2		ПС ЛЭ
АВ21	Западная 1 (основная)	-		1690	22,1			12,3	55,0	0.6-19.0			0.4-19.0		ПС ЛЭ
	Восточная 2 (основная)	-		1690	21,0			7,0	44,0	0.4-18.1			0.4-18.1		ПС ЛЭ
	Южный участок	-		1690	3,5			1,8	18,0	0.8-14.5			0.5-14.5		ПС
	Восточная 1, р-н скв.1325р	-		1691	2,3			1,6	16,0	13.4-21.0			2.4-14.0		ПС
	Западная 2, р-н скв. 1337р	-		1695	6,0			2,1	5,0	10,9			2,2		ПС
АВ22	Западная 1, р-н скв. 829р	-		1690	2,7			1,5	9,0	8.7-17.4			1.4-5.8		ПС
	Западная 2, р-н скв. 808р	-		1690	9,0			4,1	19,0	0.6-19.9			0.4-13.7		ПС ЛЭ
	Западная 3	-		1691	8,0			8,5	27,0	1.9-19.5			0.4-19.5		ПС ЛЭ
	Западная 4, р-н скв. 503	-		1690	1,0			1,0	8,4	12.7-16.1			1.3-7.2		ПС
	Западная 5, р-н скв. 551	-		1690	4,0			1,0	13,0	1.3-11.5			0.5-5.4		ПС
	Восточная 7	-		1692	7,0			3,5	12,0	0.8-15.5			0.4-13.8		ПС
	Восточная 8, р-н скв. 410	-		1690	2,0			1,7	13,0	4.0-12.3			1.2-8.8		ПС
	Восточная 9, р-н скв. 419	-		1690	5,0			3,2	1.6-15.0			0.8-11.3		ПС
	Восточная 10, р-н скв. 4756	-		1692	0,2			0,2	4,0	17,6			4,3		ПС
AB3	Западная 1, р-н скв. 124, 802		-	1701	4,2		2,3		21,0	0.8-10.2			0.8-9.2			ПС ЛЭ
	Западная 2, р-н скв. 823		-	1721	2,3		1,0		7,0	2.4-5.6			2.4-5.6			ПС ЛЭ
	Западная 3, р-н скв. 195		-	1710	1,1		0,3		13,0	2.8-8.5			1.5-8.5			ПС
АВ4	Западная 1 (основная)		-	1717-1725	5,0		1,8		29,0	0.6-16.2			0.5-10.6			ПС ЛЭ
	Западная 2, р-н скв. 287		-	1708	1,3		0,5		11,0	2.8-7.9			1.2-2.4			ПС ЛЭ
	Западная 3, р-н скв. 563		-	1720-1729	1,0		0,5		8,0	2.0-7.0			2.0-7.0			ПС
АВ5	Основная		-	1738	4,2		2,1		30,0	1.6-21.9			1.1-20.4			ПС ЛЭ
АВ6	Основная		-	1763	3,7		2,0		23,0	2.2-28.4			0.7-19.6			ПС
АВ7	Основная		-	1808-1813	4,8		2,7		42,0	0.9-19.0			0.9-19.0			ПС
АВ8	Основная		-	1817	4,5		1,5		30,0	2.2-16.1			1.0-14.6			ПС
БВ00	Западная			1857	0,8		0,3		23,0	0.6-5.6			0.6-5.6			ПС ЛЭ
БВ01	Западная			1857	5,4		3,5		37,0	0.4-7.1			0.4-7.1			ПС ЛЭ
БВ02	Западная			1857	4,9		2,5		27,0	0.4-8.1			0.4-8.1			ПС ЛЭ
БВ11	Западная			1875	6,3		3,2		40,0	0.5-11.0			0.5-11.0			ПС ЛЭ
БВ12	Западная			1881	5,3		2,4		38,0	2.3-13.8			0.8-13.8			ПС ЛЭ
БВ2	Западная			1882	3,2		1,2		23,0	10.6-18.1			1.6-12.5			ПС
БВ31	Западная			1908	3,6		2,0		27,0	1.6-10.6			0.8-10.6			ПС ЛЭ
БВ32	Западная			1912	3,0		0,9		13,0	8.8-17.6			0.4-11.2			ПС
БВ41	Западная			1945	3,6		2,9		35,0	0.8-5.7			0.8-5.6			ПС ЛЭ
БВ42	Западная			1954	4,3		2,2		35,0	9.1-24.1			1.8-20.2			ПС
БВ5	Западная 1, р-он скв. 301,302			1976	0,8		0,6		4,0	9.2-13.6			1.7-3.6			ПС
	Западная 2, р-он скв. 306,307			1976	0,6		0,4		6,0	6.4-12.3			1.4-4.1			ПС
	Западная 3, р-он скв. 4722			1982	0,25		0,25		6,0	8.0-8.3			0.6-1			ПС
	Западная 4, р-он скв. 4011			1973-1975	1,1		0,6		6,0	6.4-11.4			0.8-5.8			ПС
	Западная 5, р-он скв. 4003			1982	0,4		0,3		10,0	9.4-10.6			4.2-6.5			ПС
	Западная 6, р-он скв. 3739			1967-1972	0,4		0,3		10,0	10.6-11.1			6.8-6.9			ПС
БВ6	Западная 1 (северный 1)			2048		2,3		2,6	29,0	5.9-12.2		2.4-12.2		ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 2)			2035		2,4		2,2	15,0	9.4-15.1		6.8-13.8		ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 3)			2045		6,7		2,3	25,0	2.7-13.7		1.6-13.7		ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 4)			2048		1,5		1,0	3,0	1.9-11.8		1.9-5.5		ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 5)			2059		1,5		1,0	9,0	7.9-12.0		2.1-7.9		ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 6)			2058		1,9		1,3	4,0	1.1-8.5		1.1-4.4		ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 7)			2058		1,5		0,8	6,0	1.8-6.4		1.8-4.2		ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 8)			2066		2,0		0,6	25,0	7.2-8.1		ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 9)			2069		2,7		1,4	15,0	8.9-14.4		7.6-14.4		ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 10)			2061-2065		2,5		0,6	8,0	2.2-9.6		1.0-4.2		ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 11)			2071		0,7		0,5	6,0	9,9		5,2		ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 12)			2069		1,0		1,0	6,0	8.8-13.5		7.2-8.6		ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 13)			2069		3,5		1,3	13,0	1.2-16.4		1.0-11.2		ПС ТЭ
	Западная 1 (северный 14)			2053		0,6		0,6	9,0	8.0-10.2		3.4-7.5		ПС ТЭ
	Западная 2 (центральная), р-н скв. 190			2041		3,5		1,5	15,0	1.8-7.3		0.4-6.3		ПС
	Западная 3 (южная), р-н скв. 802р			2016-2018		4,5		1,5	32,0	4.9-13.1		1.2-13.1		ПС
	Западная 4, р-н скв. 810р			2071		1,3		1,3	6,0	14,5		4,8		ПС
БВ70	Западная 1, р-н скв. 4716, 124р			2034		1,2		0,7	31,0	0.8-3.0		0.8-3.0		ПС ЛЭ
	Западная 2, р-н скв. 305			2025		1,5		0,4	6,0	0.8-2.8		0.8-2.8		ПС ЛЭ
	Западная 3, р-н скв. 93			2033		0,4		0,2	4,0	3,0		3,0		ПС ЛЭ
БВ7	Западная 1 (северная), р-н скв. 802р			2053		3,4		1,9	32,0	1.9-7.4		1.3-6.0		ПС
	Западная 2 (южная), р-н скв. 763			2053		1,2		1,1	37,0	5.0-7.6		2.8-7.4		ПС
БВ83	Западная 1 (северная)			2134		2,7	1,1		14,0	12.4-20.8	1.5-11.5			ПС
	Западная 2 (центральная)			2134		2,9	0,7		12,0	4.5-9.0	2.0-6.7			ПС
	Западная 3 (южная)			2134		6,0	4,5		46,0	1.6-8.3	1.3-8.3			ПС
	Восточная 4, р-н скв. 1180, 1182			2134		0,9	0,6		18,0	1.4-6.1	1.4-6.1			ПС
	Восточная 5 (северная)			2134		5,5	3,5		27,0	0.8-9.7	0.7-6.4			ПС ЛЭ
	Восточная 6 (центральная)			2134		2,0	3,0		18,0	1.0-7.9	1.0-7.4			ПС ЛЭ
	Восточная 7 (южная)			2134		3,5	1,2		30,0	0.6-2.8	0.6-2.8			ПС ЛЭ
БВ19-20	Восточная 1 (основная)		22-42	2308-2395		15,8	5.5-13		80,0	1.6-25.7	1.6-25.7			ПС ТЭ ЛЭ
	Восточная 2, р-н скв. 5313		43	усл. 2325		2,7	1,0		13,0	5.0-23.8	1.0-6.2			ПС
	Западная 3, р-н скв. 4021		3	усл. 2378		6,0	1.0-2.5		40,0	1.8-3.0	1.8-3.0			ПС ТЭ ЛЭ
БВ21-22	Восточная 1 (основная)		21-42	2368-2436		22,5	6,5		80,0	0.8-19.7	0.8-19.7			ПС ТЭ ЛЭ
	Восточная 2, р-н скв. 5313		43	усл. 2380		3,7	1,2		20,0	2.1-9.0	1.0-6.8			ПС
	Западная 3, р-н скв 823р		1	2420		3,6	1,9		37,0	3.1-6.6	3.1-6.6			ПС ТЭ ЛЭ
	Западная 4, р-н скв. 4021		2, 2а, 3, 6	усл. 2394		6,3	3,0		73,0	1.6-6.0	1.6-6.0			ПС ТЭ ЛЭ
ЮВ10	Основная		23, 24, 26, 28	-		4,0	2,3		50,0	2.0-12.2	2.0-12.2			ПС ЛЭ ТЭ
ЮВ11	Западная 1 (основная)		2, 3, 5-10, 13-17	2414-2463		19,2	3,5		100,0	0.8-19.4	0.8-19.4			ПС ТЭ ЛЭ
	Восточная 2 (основная)		21-42	2392-2463		22,0	1.5-5.5		100,0	0.6-20.6	0.6-12.5			ПС ТЭ, ПС ТЭ ЛЭ
	Залежь 3, р-н скв. 822р		1	2440		2,5	1,2		20,0	1.8-2.0	1.8-2.0			ПС ТЭ ЛЭ
	Залежь 4, р-н скв. 1303р		4	2463		1,7	1,5		16,0	8.2-15.9	1.0-14.0			ПС ТЭ
	Западная 5 , р-н скв. 850р		11	2472		2,5	0,8		7.0-8.0	1,2	0,6			ПС
	Западная 6, р-н скв. 847р		12	2474		1,2	0,5		4,0	1,8	ПС
	Западная 7, р-н скв. 839р		12а	2486		1,2	0,7		8,0	9,2	7,4			ПС
	Западная 8, р-н скв. 1309р		18	2481		1,0	0,8		10,0	9.6-15.8	3.4-9.0			ПС
	Западная 9, р-н скв. 1307р, 1308р		19	2463		2,0	1,2		5,0	11.4-16.2	1.2-4.4			ПС
	Восточная 10, р-н скв. 5254		20	2450		1,3	0,5		8,0	11.4-19.2	2.6-6.6			ПС ТЭ
	Восточная 11, р-н скв. 1462		43	2419		3,7	0,9		25,0	3.0-13.6	1.2-8.4			ПС
	Восточная 12, р-н скв. 1325р		44	2434		3,5	1,6		20,0	4.2-12.5	3.4-5.2			ПС
	Залежь 14, р-н скв. 39р		-	2471		0,7	0,5		2,0	12,2	1,8			ПС
ЮВ12	Западная 1, р-н скв. 367		7	2400		3,8	0.4-1.0		12,0	2,4	2,4			ПС ТЭ ЛЭ
	Западная 2, р-н скв. 368		7а	2418		1,7	0,7		10,0	2,2	2,2			ПС ТЭ ЛЭ
	Западная 3		6	2408		1,6	0,5		10,0	-	-			ПС ТЭ
	Западная 4, р-н скв. 1303р		4	2485		1,6	1,0		10,0	4.4-7.6	3.4-4.4			ПС ТЭ
	Западная 5, р-н скв. 565		1	2463		6,1	2,5		22,0	1.4-7.6	1.4-7.6			ПС ТЭ ЛЭ
	Восточная 6, р-н скв. 1301		22, 29	2414		2,9	0,6		6,0	2.3-4.6	2.3-4.6			ПС ТЭ
	Восточная 7, р-н скв. 1229		32	2391		0,6	0,4		8,0	5,8	5,8			ПС ТЭ
ЮВ2	Западная 1, р-н скв. 1316		15	чнз		0,6	0,3		10,0	2,0	2,0			ПС ТЭ ЛЭ
	Западная 2, р-н скв. 1107		13	2462		2,1	0,7		16,0	1.3-3.6	1.3-3.0			ПС ТЭ ЛЭ
ЮВ3	Западная 1, р-н скв. 1107		13	2474		1,9	0,8		15,0	3.4-3.6	3.4-3.6			ПС ТЭ ЛЭ
	Западная 2, р-н скв. 1056		15	2440-2444		1,0	0,6		35,0	1.0-9.6	1.0-9.6			ПС ТЭ

Типы залежей: ПС - пластовая сводовая

ЛЭ - литологически экранированная

ТЭ - тектонически экранированная

1.5 Свойство и состав пластовых флюидов

Для изучения физико-химических свойств нефти из трёх скважин Ватинского месторождения (850Р, 1337Р, 4757) было отобрано и изучено десять глубинных проб нефти. В скважинах №1337Р и 4757 глубинные пробы отобраны из пласта АВ₂, интервалы отбора проб - 1857.0-1860.0 и 1818.5-1826.0 м. В скважине №850Р пробы отобраны из пласта Ю₁¹, интервал отбора - 2564.0-2567.0 м.

Комплекс проведённых исследований включает в себя следующие параметры: физические свойства нефти в пластовых условиях, физические параметры нефти и выделяющегося нефтяного газа при однократном разгазировании, при пластовых условиях, физические параметры нефти и нефтяного газа при условии промысловой сепарации, объемный коэффициент (при условии промысловой сепарации), компонентный состав нефти, компонентный состав газа, физические параметры и фракционный состав дегазированной нефти.

Свойства пластовой нефти по пластам АВ₂ и Ю₁ с учётом новых проб из скважин 850Р, 1337Р и 4757 представлены в таблице 2.5.1.

Таблица 2.5.1.Свойства пластовой нефти пластов АВ₂ и ЮВ₁ Ватинского месторождения

Наименование параметра	Пласты
	АВ2	ЮВ1
Пластовое давление, МПа	17,4	24,98
Пластовая температура, ºС	74	96
Давление насыщения, МПа	7,48	11,14
Газосодержание, м3/т	41,7	148,9
Плотность в условиях пласта, кг/м3	788,9	631,4
Вязкость в условиях пласта, мПа с	2,31	1,01
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10-4	12,14	18,9
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20ºС:
при однократном разгазировании	1,049	1,263
при дифференциальном разгазировании	0,948	1,115
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20ºС:
при однократном разгазировании	865,0	838,0
при дифференциальном разгазировании	858,5	816,5

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта АВ₂ с учётом двух новых проб из скважин №1337Р и №4757 представлены в таблице 2.5.2.

Таблица 2.5.2. Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта АВ₂ Ватинского месторождения

Пласт	АВ2
Наименование параметра	Количество исследованных		Диапазон значений	Среднее значение
	скважин	проб
1	2	3	4	5
Плотность при 20 ºС, кг/м3	7	8	851-874	863
Вязкость, Мпа*с
при 20ºС	7	8	7,67-14,82	12,54
при 50ºС	7	8	3,77-6,13	5,37
Молекулярная масса, кг/кмоль	5	6	186-228	213
Температура застывания, минус ºС	3	3	6÷18	13
Массовое содержание, %
серы	7	8	0,79-1,24	1,78
смол силикагелевых	7	8	4,69-13,95	8,24
асфальтенов	7	8	1,7-3,67	2,44
парафинов	7	8	2,31-3,8	3,1
воды	7	8	отс-40,8	40,8
Температура плавления парафина, ºС	6	7	47-60	55
Температура начала кипения, ºС	7	8	45-83	61
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %
до 100ºС	5	5	4,8-8,0	5,6
до 150ºС	7	8	12,0-17,0	14,3
до 200ºС	7	8	21,0-26,5	24,0
до 250ºС	7	8	28,5-37,0	33,3
до 300ºС	7	8	41,0-48,5	44,8

После 2008 г. компонентный состав пластовой нефти пласта АВ₂ дополнительно изучен по 4 пробам, отобранных из скважин №1337Р и №4757. Ранее компонентный состав пластовой нефти пласта АВ₂ исследован по двум пробам скважин №104 и №155Р, отобранных из пластов АВ₁³+АВ₂.

Компонентный состав газа по данным однократного разгазирования пласта АВ₂ изучен по семи пробам из трех скважин. После 2008 г. компонентный состав газа пласта АВ₂ дополнительно исследован по четырем пробам из скважин №1337Р и №4757.

По пласту Ю₁ после 2005 г. дополнительно изучен компонентный состав пластовой нефти и газа по четырем пробам из скважины №850Р.

Компонентный состав пластовой нефти и нефтяного газа по пластам АВ₂ и Ю₁ с учетом новых проб из скважин №№850Р, 1337Р и 4757 представлены в таблице 2.5.3.

Таблица 2.5.3. Компонентный состав пластовой нефти и газа при однократном разгазировании пластов АВ₂ и ЮВ₁ Ватинского месторождения

Наименование	Пласт АВ2		Пласт ЮВ1
	Газ при однократном разгазировании	Пластовая нефть	Газ при однократном разгазировании	Пластовая нефть
Молярная концентрация компонентов, %
Сероводород
Углекислый газ	0,09	0,03	2,00	1,06
А з о т	0,94	0,25	0,86	0,36
Гелий	0,00	0,00
М е т а н	75,46	20,86	54,39	28,90
Э т а н	2,86	0,81	11,99	7,30
Пропан	5,42	1,86	17,52	9,06
Изобутан	3,09	1,30	2,29	1,88
н.Бутан	5,37	3,42	7,43	5,07
Изопентан	2,15	2,14	1,27	1,67
н.Пентан	2,75	3,90	1,63	2,56
Гексаны	1,90	65,46
Гептаны
остаток			0,65	42,14
Молек.масса, г/моль	25,8	168,1	28,48	109,80
Плотность газа, кг/м3	1,071		1,201
Плотность газа относительная (по воздуху), доли ед.			1,019
Плотность нефти, кг/м3		788,9		631,4

1.6 Запасы нефти и растворённого газа

Последний раз запасы нефти и растворенного газа Ватинского месторождения по состоянию на 1.01.2008 г. утверждались в ГКЗ в 2008 г. (протокол №1128 от 09.12.2008 г.). Запасы нефти утверждены по 33 подсчетным объектам в количестве: по категории АВС₁ - 550583/250223 тыс.т, по категории С₂ - 143936/37478 тыс.т.

На балансе РГФ по состоянию на 1.01.2010 г. в целом по месторождению числятся запасы нефти в объеме: по категории АВС₁ - балансовые - 559112 тыс.т, извлекаемые - 252858 тыс.т; по категории С₂ - балансовые - 144817 тыс.т, извлекаемые - 37620 тыс.т. Подсчетные параметры и запасы нефти и растворенного газа по состоянию на 1.01.2010 г. представлены в таблице 2.6.1.

Таблица 2.6.1. Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа Ватинского месторождения по состоянию на 1.01.2010 г.

Пласт	Категория запасов	Площадь нефтеносности, тыс.м2	Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м	Объём нефтесодержащих пород, тыс. м3	Коэффициенты, доли ед.			Плотность нефти, г/см3	Начальные геологические запасы нефти, тыс.т	Газосодержание пластовой нефти, м³/т	Начальные геологические запасы газа, растворенного в нефти, млн.м³

					пористости	нефтенасыщенности	пересчетный
АВ1/1+2	С1	7299	1,1	7897	0,20	0,47	0,896	0,860	1565	45	26
	С2	475127	2,3	1106871	0,20	0,39	0,896	0,860	66213	45	2994
АВ1/3	В+С1	416973	3,0	1258842	0,22	0,45-0,52	0,896	0,860	109283	45	4793
	С2	25627	3,4	88290	0,21-0,22	0,38-0,47	0,896	0,860	9062	45	307
АВ2/1	В+С1	244012	4,3	1039658	0,22-0,24	0,45-0,59	0,896	0,860	103261	45	4696
	С2	25995	2,1	54812	0,22-0,25	0,47-0,55	0,896	0,860	6557	45	221
АВ2/2	В+С1	67424	4,4	299299	0,21-0,24	0,47-0,64	0,896	0,860	31332	45	1410
	С2	1659	1,9	3202	0,23-0,25	0,51-0,52	0,896	0,860	295	45	13
АВ3	С1	10740	2,8	30455	0,23	0,47-0,56	0,896	0,860	2918	45	131
АВ4	С1	6456	3,1	20020	0,23-0,24	0,52-0,65	0,896	0,860	2155	45	97
	С2	711	1,8	1280	0,23	0,52	0,896	0,860	118	45	5
АВ5	С1	6621	6,0	39989	0,24	0,64-0,67	0,896	0,860	4928	45	222
АВ6	С1	4562	6,7	30545	0,24	0,62	0,873	0,842	3341	41	137
АВ7	С1	7295	3,9	28515	0,23	0,55-0,62	0,873	0,842	2915	41	120
АВ8	С1	6194	5,4	33387	0,24	0,57-0,59	0,839	0,850	3299	44	145
БВ0/0	С1	1180	1,8	2094	0,24	0,45-0,50	0,839	0,850	175	44	8
БВ0/1	В	18196	2,1	38139	0,22	0,53-0,58	0,839	0,850	3435	44	151
БВ 0/2	В	9344	3,7	34366	0,23	0,50-0,67	0,839	0,850	3620	44	159
БВ1/1	В	15368	2,2	34003	0.21-0.22	0.48-0.57	0,839	0,850	2883	44	127
БВ1/2	В	13042	6,0	77966	0.22-0.23	0.56-0.67	0,839	0,850	7976	44	351
БВ2	В	3458	4,9	16838	0,23	0,55	0,839	0,850	1519	44
БВ3/1	В	5003	4,3	21642	0,20	0.55-0.60	0,839	0,850	1819	44	80
БВ3/2	С1	2316	3,3	7548	0,22	0,57	0,839	0,850	675	44	30
БВ4/1	С1	7456	2,3	16833	0,20	0.53-0.55	0,832	0,842	1288	46	59
БВ4/2	В	7391	9,0	66363	0,20	0.53-0.55	0,832	0,842	5058	46	232
БВ5	С1	928	2,6	2446	0,22	0,54	0,832	0,842	220	43	9
	С2	541	2,6	1422	0,22	0,54	0,832	0,842	128	43	6
БВ6	А+В+С1	35851	6,6	234828	0.20-0.22	0.60-0.67	0,895	0,846	23804	43	1024
	С2	15393	4,6	71050	0.21-0.22	0.50-0.65	0,895	0,846	6731	43	289
БВ7/0	С2	1306	1,4	1803	0,20	0.49-0.51	0,806	0,840	124	73	9
БВ7	С1	5092	3,8	19190	0,22	0.52-0.56	0,806	0,840	1567	73	114
БВ8/1-2	В+С1	159250	10,7	1700531	0.20-0.22	0.61-0.69	0,806	0.833-0.840	159497	73	11643
	С2	1267	4,0	5031	0,21	0,64	0,806	0.833-0.840	460	73	34
БВ8/3	В+С1	23987	3,9	94745	0.19-0.22	0.40-0.62	0.806	0,840	7345	73	537
	С2	12198	1,9	23338	0.15-0.18	0.36-0.38	0,806	0,840	1056	73	77
БВ19-20	С1	23949	4,6	109767	0,18	0,60	0,747	0,831	8932	90	662
	С2	52432	6,3	328303	0,18	0,60	0,747	0,831	20437	90	1981
БВ21-22	С1	49381	4,8	235942	0,18	0,60	0,747	0,831	16944	90	1424
	С2	84212	4,9	413265	0,18	0,60	0,747	0,831	26580	90	2494
ЮВ1/0	С1	5198	3,5	18156	0,17	0,50	0,747	0,831	958	90	86
ЮВ1/1	В+С1	135340	5,6	751847	0.14-0.20	0.34-0.65	0,747	0,831	46289	90	4120
	С2	23769	3,6	85427	0.15-0.20	0.34-0.56	0,747	0,831	4814	90	433
ЮВ1/2	С1	1265	1,7	2134	0.15-0.16	0.53-0.54	0,747	0,831	111	90	10
	С2	12929	3,0	38613	0.15-0.16	0.53-0.54	0,747	0,831	1967	90	177
ЮВ2	С2	1445	1,4	1985	0,14	0,40	0,747	0,831	69	90	6
ЮВ3	С2	1979	2,2	4415	0,15	0,50	0,747	0,831	206	90	18
Всего по месторождению	А+В+С1								559112		32670
	С2								144817		9064

Таблица 2.6.2. - Состояние запасов нефти Ватинского месторождения на 1.01.2010 г.

Пласты	Начальные запасы нефти, тыс.т												Текущие запасы нефти, тыс.т
	Утвержденные ФГУ ГКЗ МПР РФ						На государственном балансе
	геологические		извлекаемые		КИН С1/С2		геологические		извлекаемые		КИН С1/С2		геологические		извлекаемые		Текущий КИН
	А+В+С1	С2	А+В+С1	С2			А+В+С1	С2	А+В+С1	С2			А+В+С1	С2	А+В+С1	С2
АВ1/1+2	572	66527	136	16085	0,238	0,242	1565	66213	373	16009	0,238	0,242	1557	66213	365	16009	0,005
АВ1/3	106493	6824	31879	0,299	0,246	109283	9062	32692	2289	0,299	0,253	90246*	9062	13655*	2289	0,174
АВ2/1	101732	4901	49640	1266	0,488	0,258	103261	6557	50303	1607	0,487	0,245	71934	6557	18976	1607	0,303
АВ2/2	31332	295	14679	52	0,468	0,176	31332	295	14679	52	0,468	0,176	23763	295	7110	52	0,242
АВ3	2918	-	970	-	0,332	-	2918	-	970	-	0,332	-	2482	-	534	-	0,149
АВ4	2155	118	730	14	0,339	0,119	2155	118	730	14	0,339	0,119	1525	118	100	14	0,292
АВ5	4928	-	2076	-	0,421	-	4928	-	2076	-	0,421	-	4006	-	1154	-	0,187
АВ6	3341	-	1119	-	0,335	-	3341	-	1119	-	0,335	-	2963	-	741	-	0,113
АВ7	2915	-	1265	-	0,434	-	2915	-	1265	-	0,434	-	1807	-	157	-	0,380
АВ8	3299	-	1323	-	0,401	-	3299	-	1323	-	0,401	-	2675	-	699	-	0,189
БВ0/0	175	-	44	-	0,251	-	175	-	44	-	0,251	-	151	-	20	-	0,137
БВ0/1	3435	-	1463	-	0,426	-	3435	-	1463	-	0,426	-	2697	-	725	-	0,215
БВ0/2	3620	-	2209	-	0,610	-	3620	-	2209	-	0,610	-	1464	-	53	-	0,596
БВ1/1	2883	-	1228	-	0,426	-	2883	-	1228	-	0,426	-	2408	-	753	-	0,165
БВ1/2	7976	-	4086	-	0,512	-	7976	-	4086	-	0,512	-	4389	-	499	-	0,450
БВ2	1519	-	478	-	0,315	-	1519	-	478	-	0,315	-	1418	-	377	-	0,066
БВ3/1	1819	-	741	-	0,407	-	1819	-	741	-	0,407	-	1095	-	17	-	0,398
БВ3/2	675	-	266	-	0,394	-	675	-	266	-	0,394	-	425	-	16	-	0,370
БВ4/1	1288	-	471	-	0,366	-	1288	-	471	-	0,366	-	1057	-	240	-	0,179
БВ4/2	5058	-	2512	-	0,497	-	5058	-	2512	-	0,497	-	2696	-	150	-	0,467
БВ5	220	128	110	28	0,500	0,219	220	128	110	28	0,500	0,219	128	103	28	0,032
БВ6	23804	6731	12562	2970	0,528	0,441	23804	6731	12562	2970	0,528	0,441	15665	6731	4423	2970	0,342
БВ7	1567	-	716	-	0,457	-	1567	-	716	-	0,457	-	1353	-	502	-	0,137
БВ7/0	-	124	-	29	-	0,234	-	124	-	29	-	0,234	-	124	-	29	-
БВ8/1-2	159497	460	93793	104	0,588	0,226	159497	460	93793	104	0,588	0,226	81081	460	15377	104	0,492
БВ8/3	7345	1056	2570	291	0,350	0,276	7345	1056	2570	291	0,350	0,276	6576	1056	1801	291	0,105
БВ19-20	7359	22010	1714	6068	0,233	0,276	8932	20437	2084	5624	0,233	0,275	8669	20437	1821	5624	0,029
БВ21-22	15818	27706	4076	6968	0,258	0,251	16944	26580	4368	6676	0,258	0,251	16293	26580	3717	6676	0,038
ЮВ1/0	958	-	177	-	0,185	-	958	-	177	-	0,185	-	896	-	115	-	0,065
ЮВ1/1	45771	4814	17172	1437	0,375	0,299	46289	4814	17432	1437	0,377	0,299	38227	4814	9370	1437	0,174
ЮВ1/2	111	1967	18	438	0,162	0,223	111	1967	18	438	0,162	0,223	108	1967	15	438	0,027
ЮВ2	-	69	-	11	-	0,159	-	69	-	11	-	0,159	-	69	-	11	-
ЮВ3	-	206	-	41	-	0,199	-	206	-	41	-	0,199	-	206	-	41	-
В целом по месторож-дению	550583	143936	250223	37478	0,454	0,26	559112	144817	252858	37620	0,452	0,26	389787	144817	83533	37620	0,303

2. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ВАТИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

.1 Основные этапы проектирования разработки Ватинского месторождения

пласт нефть газ

Месторождение открыто в 1963 г. Пробная эксплуатация месторождения начата в 1965 г., промышленная - в 1966 г.

Разработка месторождения осуществлялась в соответствии со следующими проектными документами:

.«Технологическая схема разработки Ватинского месторождения», ВНИИнефть, протокол ЦКР №119 от 06.06.1967 г.

.«Уточнённая технологическая схема разработки Ватинского месторождения», СибНИИНП, протокол ЦКР № 527 от 15.07.1977 г.

. «Технологическая схема разработки Ватинского месторождения», СибНИИНП, протокол ЦКР № 600 от 17.05.1978 г.

.«Дополнительная записка к технологической схеме разработки Ватинского месторождения», СибНИИНП, протокол ЦКР МНП № 968 от 21.04.1982 г.

.«Проект разработки Ватинского месторождения», СибНИИНП, протокол ЦКР МНП № 1343 от 21.06.1989 г.

.«Анализ разработки и прогноз основных технико-экономических показателей эксплуатации месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», СибНИИНП, протокол ЦКР Минтопэнерго №2383 от 05.08.1999 г.

.«Анализ разработки Ватинского месторождения», ОАО «ВНИИнефть», протокол ЦКР Роснедра № 1343 от 21.03.2005 г.

.«Уточнённый проект разработки Ватинского месторождения», ОАО «ВНИИнефть», утверждён ЦКР Роснедра (протокол № 3910 от 21.12.2006 г.) в качестве «Дополнения к проекту разработки Ватинского месторождения»

.«Авторский надзор за реализацией дополнения к проекту разработки Ватинского месторождения», ОАО «ВНИИнефть утверждён ЦКР Роснедра (протокол № 4531 от 05.03.2009 г.) с корректировкой технологических показателей, который является в настоящее время действующим проектным документом.

ЦКР Роснедра (нефтяная секция) ОТМЕЧАЕТ:

. Из 20 эксплуатационных объектов, выделенных в разрезе месторождения, 16 объектов, содержащих около 94 % начальных запасов нефти, находятся в разработке с использованием различных систем.

. По состоянию на 01.01.2008 г. из разрабатываемых объектов Ватинского месторождения добыто 169,3 млн. т. нефти, отбор от НИЗ составляет 67 %, текущая обводнённость 92 %, величина текущего КИН 0,303.

. Выработка запасов по отдельным эксплуатационным объектам характеризуется значительной неравномерностью. Наилучшие характеристики выработки запасов имеют продуктивные пласты БВ₈ (82,2%), БВ₄ (87%), БВ₃ (96,6%), АВ₄ (91,8%), АВ₇ (87,6%), низкой степенью вовлечения в разработку и выработки запасов характеризуются залежи сложнопостроенных низкопроницаемых ачимовских пластов и пласта ЮВ₁.

. Проектные объёмы бурения и ввода скважин из неработающего фонда выполнены не полностью, фактическая эффективность отдельных видов ГТМ и МУН оказалась ниже расчётной, что в конечном итоге сказалась на невыполнении проектных уровней добычи нефти.

. Уточнённой программой ГТМ предлагается увеличение количества наиболее эффективных ГТМ: ГРП, перестрелов (дострелов) продуктивных интервалов, РИР, ввода скважин из неработающего фонда, уменьшение количества переводов скважин на другие объекты и бурения боковых горизонтальных стволов; за счёт бурения горизонтальных скважин уменьшается количество новых добывающих скважин.

. Реализация рекомендуемого варианта разработки позволит обеспечить утверждённый коэффициент извлечения нефти 0,452.

) Утверждённые технологические показатели разработки на 2008-2010 гг.:

По месторождению в целом	2008 г.	2009 г.	2010 г.
Добыча нефти, тыс. т	3472,0	3129,2	2940,9
Добыча жидкости, тыс. т	49428,6	48151,1	47159,0
Закачка воды, тыс. м3	44863,6	44269,7	43595,0
Добыча растворённого газа, млн. м3	189,5	173,9	164,7
Процент использования растворённого газа, %	95	95	95
В переделах Ватинского и Мегионского ЛУ	2008 г.	2009 г.	2010 г.
Добыча нефти, тыс. т	3409,0	3083,0	2903,5
Добыча жидкости, тыс. т	49138,5	47871,1	46892,2
Закачка воды, тыс. м3	44498,6	43922,9	43262,1
Добыча растворённого газа, млн. м3	186,0	171,4	162,6
Процент использования растворённого газа, %	95	95	95

для категории запасов A+B+C₁:

Ø бурение 26 добывающих, в том числе 14 горизонтальных и шести нагнетательных скважин;

Ø ввод в эксплуатацию 97 скважин из неработающего фонда, в том числе 25 скважин переводом на другие объекты;

Ø перевод на другие объекты 22 действующих скважин, выполнивших своё проектное назначение, в том числе четыре действующих скважины с бурением БГС;

Ø бурение 19 боковых горизонтальных стволов;

Ø реализация 89 ГРП, а также проведение геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти и увеличению нефтеотдачи пластов.

для категории запасов C₁:

Ø бурение трёх добывающих скважин на объекте БВ_19-22.

На полное развитие:

Ø максимальные уровни по месторождению:

добыча нефти, тыс. т	6189,8 (2020 г.)
добыча жидкости, тыс. т	49428,6 (2008 г.)
закачка воды, тыс. м3	44863,6 (2008 г.)
добыча растворённого газа, млн.м3	366,6 (2020 г.)

Ø Выделение 20 объектов разработки: пласты АВ₁^1-2, АВ_1-2(АВ₁³+АВ₂), АВ₃, АВ₄, АВ₅, АВ₆, АВ₇, АВ₈, БВ₀, БВ₁, БВ₂, БВ₃, БВ₄, БВ₅, БВ₆, БВ₇, БВ₈, БВ_19-22, ЮВ₁, ЮВ_2-3.

Общий фонд скважин - 4081; в том числе

Ø добывающих - 2847, из них горизонтальных - 550;

Ø нагнетательных - 1201;

Ø специальных - 33.

Фонд скважин для бурения - 2373, в том числе

Ø добывающих - 1419, из них горизонтальных - 530;

Ø нагнетательных - 954;

Ø бурение 209 боковых горизонтальных стволов.

2.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения

На 01.01.2010 г. накопленная добыча нефти на Ватинском месторождении составила 176,5 млн.т, добыча жидкости - 772,2 млн.т, всего в пласты месторождения закачано 772,1 млн.м³ воды. Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 0,313. В пределах месторождения находились в разработке 18 эксплуатационных объектов: АВ_1-2, АВ₃, АВ₄, АВ₅, АВ₆, АВ₇, АВ₈, БВ₀, БВ₁, БВ₂, БВ₃, БВ₄, БВ₅, БВ₆, БВ₇, БВ₈, БВ_19-22, ЮВ₁. Распределение долей накопленной добычи по объектам представлено на рисунке 3.2.1.

Рисунок 3.2.1. Распределение долей накопленной добычи нефти по объектам Ватинского месторождения

Практически половину отобранной на месторождении нефти (45%) обеспечила разработка объекта БВ₈, объекта АВ_1-2 - 35%, на объекты БВ₆ и ЮВ₁ приходится по 5% накопленной добычи нефти, на остальные объекты - 10%.

На рисунке 3.2.2. представлено распределение накопленной добычи нефти по скважинам. Почти половина скважин, перебывавших в эксплуатации (39%) характеризуется накопленной добычей в интервале 10-50 тыс.т., менее 10 тыс.т. - 18% скважин. Для 15% фонда скважин накопленная добыча превысила 200 тыс.т.

Все добывающие скважины отобрали попутную воду (рисунок 3.2.3). По 25% скважин ВНФ не превысил 0,5, в интервале 5-10 оказалось 12% скважин и для такого же количества скважин значение ВНФ превысило 10.

Рисунок 3.2.2. Распределение накопленной добычи нефти по скважинам Ватинского месторождения

Рисунок 3.2.3. Распределение ВНФ по скважинам Ватинского месторождения

Максимальный уровень добычи нефти - 9,1 млн.т, достигнут в 1980 г., обводнённость продукции при этом составила 20%. Следующий подъём добычи нефти произошёл в 2005 г. - 5,7 млн. т. В 2006-2008 гг. происходит падение уровня добычи нефти на 14-17% в год, несмотря на небольшое увеличение фонда добывающих скважин (с 994 в 2005 г. до 1015 в 2008 г.). Обводнённость продукции при этом выросла с 86% (в 2005 г.) до 93% (в 2008 г.). В 2009 году фонд добывающих скважин снизился на 3%, при этом уровень добычи нефти снизился на 14%. Обводненность в 2009 г. выросла еще на 1% (абс.) и составила 94%. Динамика основных технологических показателей за весь срок разработки месторождения приведена на рисунке 3.2.4. Закачка воды для поддержания пластового давления начата в 1971 г. Динамика показателей заводнения приведена на рисунке 3.2.5. На 01.01.2010 г. на одну действующую нагнетательную скважину приходится 3, 4 добывающих скважин. В течение 2008-2009 гг. в пласты месторождения закачано - соответственно 45 млн.м³и 41 млн.м³ воды. Средняя приемистость нагнетательной скважины в 2009 г. - 424 м³/сут. Компенсация отборов жидкости закачкой в 2007-2008 гг. составляла 88,5-88,9%, а в 2009 г. снизилась до 84,9%. Накопленная компенсация отборов закачкой на 01.01.2010 г. составила 92,4%.

Рисунок 3.2.4. Динамика технологических показателей Ватинского месторождения

Рисунок 3.2.5. Динамика показателей заводнения Ватинского месторождения

Характеристика фонда скважин по месторождению в целом и по объектам разработки представлена в таблице 3.2.1. Всего на месторождении пробурено 1727 скважин (с учетом залежи Северо-Покурского ЛУ - 1740 скважины). За весь период разработки в добывающем фонде перебывало в эксплуатации 1625 скважин, из них 309 переведено под закачку, всего закачивали воду в 418 скважин. На 01.01.2010 г. в действующем добывающем фонде находятся 919 скважин, бездействующих - 83, коэффициент использования добывающих скважин равен 0,92. Фонд действующих нагнетательных скважин составляет 277, в бездействии - 27 скважин, в освоении - 2 скважины, коэффициент использования - 0,90.

Таблица 3.2.1.

Характеристика фонда		Объекты																													Итого
		АВ1-2		АВ3	АВ4	АВ5	АВ6		АВ7	АВ8	БВ0	БВ1	БВ2		БВ3		БВ4		БВ5		БВ6		БВ7		БВ8			БВ19-22	ЮВ1
Фонд добывающих скважин	Пробурено	749		6	0	2	1		2	3	13	23	0		6		10		1		53		7		277			17	274		1444
	Возвращено с других горизонтов	411		20	23	17	21		18	12	46	19	9		14		20		2		52		2		95			68	39
	Всего	1214		27	24	19	23		20	15	59	43	9		20		30		3		105		9		376			87	313		1657
	В том числе:
	действующие	635		14	8	5	11		7	2	14	10	2		3		7				17				80			34	88		919
	из них фонтанные
	ЭЦН	482		11	8	5	11		7	2	13	9	2		3		7				17				80			31	71		741
	ШГН	153		3							1	1																3	17		178
	бездействующие	53		3		1	1														4				4			6	11		83
	в освоении после бурения
	в консервации	153								1											1				4				6		165
	ликвидированные, в ожидании ликвид.	58		1													1				1				28				13		101
	пьезометрическиие	52			1																5				3				2		64
	переведены под закачку	81										1									1				7			2	21		309
	переведены на другие горизонты	167		9	15	13	11		13	12	45	32	7		17		22		3		76		9		247			44	170
	переведены в фонд специальных скважин	15																							3			1	2		16
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	120	0		0	0	0	0		1	1		0		0		2		0		5		0		71	1			49		250
	Возвращено с других горизонтов	47	3		1	1	1				5	3		2		1		2		1		11				32	15			12
	Переведены из добывающих	81	0		0	0	0	0		0	0	1		0		0		0		0		1		0		7	2			21		309
	Всего	248	3		1	1	1	0		0	6	5		2		1		4		1		17		0		110	18			82		516
	В том числе:
	под закачкой	184									1			1				1				9				34	15			38		273
	бездействующие	18					1					1														6				1		27
	в освоении после бурения	1																												1		2
	в консервации	2																								1				3		6
	пьезометрические и контрольные	2																														2
	в отработке на нефть	35	1		1		1																			4	2					43
	ликвидированные, в ожидании ликвид.	10																				2				16				2		30
	переведены на другие горизонты	6	3		1	1					5	3		1		1		3		1		6				53	3			37
	переведены в добывающие	19										1																				170
	переведены в фонд специальных скважин	6																														6

Таблица

Характеристика фонда

Объекты

Итого

АВ1-2

АВ3

АВ4

АВ5

АВ6

АВ7

АВ8

БВ0

БВ1

БВ2

БВ3

БВ4

БВ5

БВ6

БВ7

БВ8

БВ19-22

ЮВ1

Фонд специальных скважин

Пробурено

переведены из добывающих

Всего

В том числе:

в работе

бездействующие

в освоении

в консервации

пьезометрические

ликвидированные

В последнем проектном документе, «Авторский надзор…», утвержденном в 2008 г., скорректированы уровни добычи нефти и другие технологические показатели с учетом текущего состояния разработки. Согласно «Авторскому надзору…» общий проектный фонд составил 4081 скважину, в том числе добывающих - 2847 (из них горизонтальных - 550), нагнетательных - 1201, специальных - 33. Из них фонд скважин для бурения - 2373, в том числе добывающих - 1419 (из них горизонтальных - 530), нагнетательных - 954. Фонд скважин для бурения по промышленной категории запасов - 545 (378 добывающих и 167 нагнетательных). Проектный фонд по промышленной категории запасов в целом по месторождению реализован на 75%. На объектах АВ₇, БВ₀ и БВ₃ проектный фонд реализован на 100%., на объекте БВ₈ - на 93%, на объекте БВ₆ - на 89%, на объектах АВ_1-2 и БВ_19-22 соответственно на 78 и 51%. Фонд скважин для бурения в 2008-2010 гг. составил 32 ед. по промышленной категории запасов, и 3 ед. по категории С₂, в т.ч.:

Ø 11 добывающих и 4 нагнетательных скважин на объекте АВ_1-2(в т.ч. в 2008-2009 гг. три добывающих и одна нагнетательная скважины);

Ø 10 добывающих и 2 нагнетательных скважины на объекте БВ_19-22 (в т.ч. в 2008-2009 гг. четыре добывающих и одна нагнетательная скважины);

Ø 5 добывающих скважин на объекте ЮВ₁ (в т.ч. в 2008-2009 гг. две добывающих скважины);

Ø 3 добывающих скважины на объекте БВ_19-22 в категории запасов С₂.

Объёмы бурения на месторождении в 2004-2008 гг. сокращаются, однако, в 2009 г. вновь наблюдается рост темпов бурения новых скважин:

в 2004 г. было введено из бурения 27 добывающих скважин;

в 2005 г. - 18 скважин;

в 2006 г. пробурено 9 скважин;

в 2007 году - 2 скважины;

в 2008 году - 4 скважины;

в 2009 году - пробурено 12 добывающих скважин и две нагнетательные.

За период 2008-2009 гг. проектные объёмы бурения на месторождении полностью выполнены. В дополнение к пробуренным проектным скважинам в 2008-2009 гг. на месторождении дополнительно пробурено 7 добывающих скважин запланированных к бурению в 2010 г.

В 2009 г. в эксплуатации перебывало 986 добывающих скважин, все скважины отобрали попутную воду. Почти 14% фонда (136 скважин) работали с обводнённостью ниже 50%. Обводнённость 7% фонда (70 скважин) составила более 98%. К числу малодебитных (до 5 т/сут) относятся 503 скважины (51% от фонда) из них 29% скважин работали с обводнённостью, превышающей 90%. В 2009 г. с дебитом по нефти более 50 т/сут работало 9 скважин (1% от фонда), из них одна скважина с обводнённостью более 90%.

Средняя обводнённость и дебиты нефти и жидкости по объектам месторождения в 2005-2009 гг. представлены в таблице 3.2.2. К числу высокопродуктивных относятся объекты АВ₇, БВ₁, БВ₂, БВ₄, БВ₆ и БВ₈ текущий средний дебит жидкости по которым изменяется в диапазоне 291-468 т/сут.

Таблица 3.2.2. Распределение дебитов нефти, жидкости и обводнённости по объектам Ватинского месторождения

Объект	2005	2006	2007	2008	2009	% изменения дебита нефти
	Дебит нефти, т/сут
АВ1-2*	12,8	11,8	10,2	8,6	7,5	-41,8
А3	9,9	6,8	6,4	7,7	9,0	-9,1
А4	7,5	6,2	3,2	2,4	5,3	-29,8
А5	12,4	11,4	7,4	7,6	10,8	-12,5
А6	13,3	19,5	21,4	19,9	21,0	58,0
А7	19,7	19,3	18,1	14,8	14,6	-25,8
А8	27,2	12,2	8,9	14,1	8,4	-69,1
Б0	14,1	12,3	11,1	10,0	10,0	-28,8
Б1	15,2	16,1	15,1	14,8	13,6	-10,7
Б19-22	8,6	11,7	10,6	10,7	12,8	48,3
Б2	16,7	8,2	12,2	23,5	24,3	45,9
Б3	11,3	10,7	10,7	8,0	9,3	-16,9
Б4	16,6	14,2	14,8	12,7	11,3	-32,0
Б6	12,8	10,5	11,9	10,4	10,4	-18,6
Б8	51,3	32,0	23,4	17,7	14,0	-72,8
Ю1	11,5	10,8	10,2	10,0	10,6	-8,1
В целом по месторождению	17,2	14,6	12,2	10,3	9,3	-46,1
	Дебит жидкости, т/сут					% изменения дебита жидкости
АВ1-2*	88,8	105,9	110,8	109,0	109,0	22,8
А3	29,1	27,8	29,7	31,1	30,4	4,3
А4	16,3	16,3	14,4	14,5	23,1	41,4
А5	97,7	112,7	108,9	122,9	167,9	71,8
А6	156,8	134,8	177,5	190,6	209,2	33,4
А7	146,8	152,1	155,6	211,7	98,4
А8	384,3	242,6	222,9	488,0	74,1	-80,7
Б0	132,3	133,8	108,5	107,6	116,3	-12,1
Б1	257,2	304,4	309,5	378,4	384,6	49,6
Б19-22	11,0	18,4	18,4	19,7	21,4	95,5
Б2	203,6	238,5	234,3	317,6	410,4	101,6
Б3	215,5	205,0	229,9	208,8	220,3	2,2
Б4	396,7	457,1	372,1	375,0	427,0	7,7
Б6	318,1	324,2	336,9	302,6	308,6	-3,0
Б8	403,8	442,4	488,8	474,8	468,2	16,0
Ю1	20,9	22,8	22,3	23,8	25,3	20,7
В целом по месторождению	126,8	145,1	150,4	148,1	147,8	16,6
	Обводнённость, %					% изменения обводнённости (абс.)
АВ1-2*	85,6	88,8	90,8	92,1	93,2	7,6
А3	66,0	75,5	78,4	75,1	70,4	4,4
А4	54,1	61,9	78,0	83,2	77,2	23,1
А5	87,4	89,9	93,2	93,8	93,6	6,2
А6	91,5	85,5	88,0	89,6	90,0	-1,6
А7	86,6	87,3	88,4	93,0	95,0	8,4
А8	92,9	95,0	96,0	97,1	88,7	-4,3
Б0	89,4	90,8	89,7	90,7	91,4	2,0
Б1	94,1	94,7	95,1	96,1	96,5	2,4
Б19-22	21,3	36,4	42,4	45,8	40,3	19,0
Б2	91,8	96,6	94,8	92,6	94,1	2,3
Б3	94,8	94,8	95,4	96,2	95,8	1,0
Б4	95,8	96,9	96,0	96,6	97,4	1,5
Б6	96,0	96,8	96,5	96,6	96,6	0,6
Б8	87,3	92,8	95,2	96,3	97,0	9,7
Ю1	44,9	52,6	54,4	58,0	58,0	13,2
В целом по месторождению	86,4	89,9	91,9	93,0	93,7	7,3

К числу низкопродуктивных относятся объекты АВ₃, АВ₄, БВ_19-22, ЮВ₁, средний дебит жидкости по которым изменяется в диапазоне 21-30 т/сут. По текущим дебитам нефти выделяются объекты БВ₂ и АВ₆ (24,3 и 21,0 т/сут, соответственно), по другим объектам средний дебит нефти в 2009 г. в пределах 5-15 т/сут.

По большинству объектов за последние 5 лет наблюдается увеличение темпов отбора жидкости. Наибольший рост произошел на объектах АВ₅, АВ₇, БВ₂ и БВ_19-22. Однако на объектах АВ₅и АВ₇увеличение отборов жидкости сопровождается ростом темпов обводнённости и снижением дебитов нефти. Что касается объекта БВ_19-22, обводнённость его продукции за период с 2005-2009 гг. возросла на 19%, дебит нефти - на 48%, что связано прежде всего вводом в работу новых скважин из бурения в 2009 г.. По объекту БВ₂ произошел небольшой рост обводнённости, при этом дебит нефти вырос на 46%. Существенный прирост дебита нефти на объекте БВ₂ был обеспечен за счет перевода в 2007 году скважины №3695 с объекта БВ₃. По объекту АВ₆дебит нефти за последние 5 лет увеличился на 58%. Рост дебита нефти начался в 2007 г. с переводом большого числа новых скважин и продолжается по настоящее время. При этом обводнённость в 2009 г. по сравнению с 2005 г. снизилась на 1,6%. По остальным объектам наблюдается снижение дебита скважин по нефти по сравнению с 2005 г. Максимальное снижение наблюдается по объектам АВ_1-2, АВ₈ и БВ₈ - от 42 до 73%. По большинству объектов наблюдается увеличение обводнённости продукции скважин, за исключением объектов АВ₆ и АВ₈ по которым обводнённость незначительно снизилась (на 2-4%). На рисунках 3.2.6-3.2.7 показано изменение дебитов нефти и жидкости, а так же обводнённости в период с 2005 по 2009 гг. по основным объектам разработки.

Рисунок 3.2.6. Изменение обводнённости, дебита нефти и жидкости по объектам Ватинского месторождения

Рисунок 3.2.7. Изменение обводнённости, дебита нефти и жидкости по объектам Ватинского месторождения

В целом по месторождению средний дебит жидкости в 2009 г. по сравнению с 2005 г. вырос на 17%, а средний дебит нефти снизился на 46%. Обводнённость выросла на 7%.

В 2009 г. на месторождении было отобрано 2,98 млн.т нефти. Почти 50% добычи нефти обеспечили 163 скважины (17% от фонда, перебывавшего в эксплуатации). Из них наибольшая текущая добыча нефти получена из скважин: №5181 (36 тыс.т), №709 (30 тыс.т) и №3461 (29 тыс.т).

При расчете КИН и показателей, характеризующих отбор от извлекаемых запасов, приняты запасы промышленной категории, числящиеся на Государственном балансе на 01.01.2010 г. Следует отметить, что при оперативном пересчете запасов в 2008 г. на баланс Ватинского месторождения принята часть запасов с Северо-Покурского лицензионного участка объекта АВ_1-2.

Сопоставление фактических показателей разработки с утвержденными по месторождению в целом представлены в таблице 3.2.3 и на рисунке 3.2.8.

Таблица 3.2.3.тСравнение проектных и фактических показателей разработки Ватинского месторождения

№		Показатели		2006				2007				2008			2009				2010
пп				Проект		Факт		Проект		Факт		Проект		Факт	Проект		Факт		Проект		Факт
1		Добыча нефти, всего, тыс.т		6727,0		5692,7		4799,7		4710,5		4803,2		4062,2	3472,0		3446,4		3129,2		2980,9
2		В т.ч. из: переходящих скважин		6412,4		5542,6		4741,0		4640,3		4760,1		4052,2	3462,7		3438,3		3075,4		2937,5
3		новых из бурения		314,6		150,0		58,6		70,2		43,1		10,0	9,2		8,1		53,8		43,4
4		механизированных скважин		6727,0		5692,7		4799,7		4710,5		4803,2		4062,2	3472,0		3446,4		3129,2		2984,8
5		Ввод новых добывающих скважин, шт.		45		18		9		9		10		2	3		4		11		13
6		В т.ч. из: эксплуатационного бурения		45		18		9		9		8		2	3		4		11		12
7		разведочного бурения		0		0		0		0		0		0	0		0		0		0
8		из других категорий		10		0		0		23		2		33	28		26		24		19
9		Среднесутный дебит нефти новых скважин, т/сут		40,3		44,6		35,9		27,4		24,9		19,0	50,5		51,6		30,5		24,0
10		Среднее число дней работы новых скважин		173,4		187,1		181,4		284,3		173,4		263,0	61,0		39,3		160,0		150,4
11		Средняя глубина новых скважин, м		3926,9		2384,8		3376,0		2530,6		2530,6	3000,0		3045,8		2859,5		3446,7
12		Эксплуатационное бурение, всего, тыс.м		109,2		70,7		21,5		30,4		20,2		20,2	9,0		23,4		37,2		41,4
13		В т.ч.: добывающие скважины		76,3		70,7		21,5		30,4		20,2		20,2	9,0		23,4		31,4		41,4
14		вспомогательные и спец. скважины		32,9		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0	0,0		0,0		5,7		0,0
15		Расчет. время работы новых скв. пред. года		9709,0		9709,0		6241,5		3120,8		3120,8		3467,5	12136,3		693,5		1040,3		1387,0
16		Расчет. добыча нефти новых скв. пред. года, тыс.т		1469,0		1469,0		282,1		112,1		112,1		86,2	0,0		13,2		52,5		71,6
17		Добыча нефти перех. скв. пред. года, тыс.т		4758,6		4758,6		5451,0		4741,0		4741,0		4760,1	4052,2		4052,2		3462,7		3438,3
18		Расчетная добыча нефти перех. скв. дан. года, тыс.т		6227,5		6227,5		5733,1		4853,1		4853,1		4846,3	4052,2		4065,4		3515,3		3509,8
19		Ожидаемая добыча нефти перех. скв. дан. года, тыс.т		6412,4		5542,6		4741,0		4640,3		4760,1		4052,2	3462,7		3438,3		3075,4		2937,5
20	Изменение добычи нефти перех. скв., тыс.т		184,9		-684,9		-992,1		-212,8		-93,0		-794,1			-589,5		-627,1		-439,8		-572,4
21	Процент изменения добычи нефти перех. скв., %		3,0		-11,0		-17,3		-4,4		-1,9		-16,4			-14,5		-15,4		-12,5		-16,3
22	Мощность новых скважин, тыс.т		662,3		282,1		112,1		90,1		86,2		13,9			55,3		75,3		122,6		114,1
23	Выбытие добывающих скважин, шт.		10		40		17		31		12		14			61		68		29		46
24	В т.ч. : под нагнетание		10		21		2		18		2		5			9		9		7		13
25	Фонд добывающих скважин на конец года, шт.		1041		1032		1034		1033		1067		1054			1033		1025		1039		1011
26	В т.ч. нагнетательных в отработке		12		42		43		47		45		50			50		45		50		43
27	Действующий фонд доб. скв.на конец года, шт.		985		936		954		955		1011		968			952		950		957		928
28	Перевод скважин на мех. добычу, шт.		97		18		9		0		10		0			3		4		11		13
29	Фонд мех. скважин на конец года, шт.		985		1032		1034		1033		1067		1054			1033		1025		1039		1010
30	Ввод нагнетательных скважин, шт.		32		26		12		24		3		9			12		12		9		15
31	Выбытие нагнетательных скважин, шт.		2		3		1		0		3		3			5		7		3		6
32	Фонд нагн. скважин на конец года, шт.		228		236		247		253		247		263			296		295		302		306
33	Дейст. фонд нагн. скважин на конец года, шт.		228		262		258		284		255		285			275		271		281		277
34	Фонд введенных резервных скважин, шт.		0		0		0		0		0		0			0		0		0		0
35	Средний дебит жидкости действ. скважин, т/сут		119,2		126,8		124,0		145,1		121,4		150,4			145,3		148,1		143,1		147,9
36	Средний дебит жидкости перех. скважин, т/сут		120,9		127,3		124,3		145,9		121,8		150,6			145,3		148,1		142,8		148,6
37	Средний дебит жидкости новых скважин, т/сут		49,4		74,9		74,9		42,4		45,9		26,5			56,1		55,4		45,6		39,8
38	Обводненность продукции действ. фонда, %.		83,1		86,4		88,9		89,9		88,4		91,9			93,0		93,0		93,5		93,7
39	Обводненность продукции перех. скважин, %		83,7		86,7		89,0		90,0		88,5		91,9			93,0		93,0		93,6		93,8
40	Обводненность продукции новых скважин, %		18,4		40,5		52,1		45,9		28,3			10,0		6,9		32,9		39,6
41	Средний дебит нефти действ. скважин, т/сут		20,2		17,2		13,8		14,6		14,1		12,2			10,2		10,3		9,3		9,3
42	Средний дебит нефти перех. скважин, т/сут		19,7		17,0		13,7		14,5		14,0		12,2			10,2		10,3		9,1		9,2
43	Средняя приемистость нагн. скважин, м3/сут		381,7		470,2		464,7		495,7		453,0		501,7			475,3		467,4		459,2		424,4
44	Добыча жидкости, всего, тыс.т		39792,1		41852,4		43074,2		46858,5		41360,7		50204,2			49428,6		49325,1		48151,1		47403,5
45	В т.ч.: перех. скважин		39406,4		41600,1		42951,8		46750,0		41281,0		50190,0			49418,3		49316,3		48071,0		47331,7
46	новых скважин		385,7		252,3		122,3		108,4		79,6		13,9			10,3		8,7		80,2		71,8
47	механизированным способом		39792,1		41852,4		43074,2		46858,5		41360,7		50204,2			49428,6		49325,1		48151,1		47403,5
48	Добыча жидкости с начала разработки, тыс.т		573697		712652		618832		717363		660193		721425			724858		724872		773009		772158
49	Добыча нефти с начала разработки, тыс.т		161546		161317		165311		166028		170114		170090			172797		173536		175926		176517
50	Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.		0,286		0,286		0,293		0,294		0,301		0,301			0,306		0,307		0,312		0,313
51	Отбор от утвержденных извлекаемых запасов, %		63,4		63,3		64,9		65,2		66,8		66,8			67,9		68,1		69,1		69,3
52	Темп отбора от начальных утв. извлек. запасов, %		2,6		2,2		1,9		1,8		1,9		1,6			1,4		1,4		1,2		1,2
53	Темп отбора от текущих утв. извлек. запасов, %		5,9		5,6		5,2		5,0		5,4		4,6			4,1		4,1		3,8		3,7
54	Закачка рабочего агента, тыс. м3/год		31126,9		37582,9		39882,9		42504,0		38797,1		45868,9			44863,6		44954,2		44269,7		41131,0
55	Закачка рабочего агента с начала разработки, тыс.м3		585791		597592		631097		640096		669895		685965			738375		730919		782645		772050
56	Компенсация отбора: текущая, %		74,4		85,2		86,4		87,3		87,4		88,5			88,5		88,9		89,7		84,9
57	Компенсация отбора: с начала разработки, %		94,0		93,5		90,3		93,0		90,2		92,7			93,0		92,9		92,8		92,4

Рисунок 3.2.8. Сравнение проектных и фактических показателей разработки Ватинского месторождения

Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.2010 г. составляют 78 млн.т, отбор от НИЗ равен 69% при текущей обводненности 93,7%. Распределение остаточных извлекаемых запасов по объектам показано на рисунке 3.2.9. Основная часть остаточных запасов - 46% приурочена к объекту А_1-2,21% запасов приходится на объект БВ₈, на долю остальных объектов приходится 33%.

Рисунок 3.2.9. Распределение остаточных извлекаемых запасов по объектам Ватинского месторождения

Анализ промыслово-геофизических исследований по Ватинскому месторождению выполнен за период 1999-2010 гг. Промыслово-геофизические исследования проведены в 344 добывающих скважинах (471 иссл.) и в 314 нагнетательных скважинах (625 иссл.) по объектам АВ_1-2, АВ₃, АВ_4,АВ_5,АВ_6, АВ_7,АВ_8,БВ₀, БВ_1,БВ_2,БВ₃, БВ₄, БВ₆, БВ₇, БВ_8, БВ_19-22и ЮВ₁. Исследования проводились с целью определения профиля притока и характера отдаваемой жидкости, профиля приемистости.

С целью определения текущего насыщения неперфорированных зон продуктивных пластов выполнено 176 исследований в 137 скважинах методами углеродно-кислородного (С/О) и импульсного нейтрон-нейтронного (ИННК) каротажа. С целью определения технического состояния скважин проведены 849 исследований в 499 скважинах.

2.3 Анализ эффективности, применяемых методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов

На Ватинском месторождении были приняты к применению следующие методы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти:

· Бурение горизонтальных скважин;

· Зарезка боковых стволов;

· Проведение ГРП;

· Переводы скважин на другой объект разработки;

· Перфорационные работы по дострелу и перестрелу пластов;

· Физико-химические ОПЗ;

· Проведение работ по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин, в том числе с применением БП-92;

· Нестационарное заводнение;

· Гидродинамические методы (форсированный отбор жидкости, ограничение отборов, повышение давления закачки);

· Водоизоляционные и ремонтно-изоляционные работы по ограничению водопритоков, восстановлении целостности эксплуатационной колонны и т.п.

Количество фактически проведённых мероприятий по интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов Ватинского месторождения и расчёт дополнительной добычи нефти от их проведения представлены в табл. 3.3.1.

На рисунке 4.3.1. представлени распределение дополнительной добычи нефти от проведения различных видов ГТМ.

Таблица 3.3.1. Количество ГТМ по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти и расчёт дополнительной добычи нефти от их проведения в скважинах Ватинского месторождения

Вид ГТМ	Кол-во скв.-опер.	Дополнительная добыча нефти, т	Технологическая эффективность, т доп. добычи нефти/1 скв.-опер.
Бурение ГС	24	3354,4	151448
Зарезка БС	35	808,8	23109
Проведение ГРП	687	5922,6	8203
Переводы на объект (приобщение)	608	19260,0	31678
Перфорационные работы по дострелу и перестрелу пластов	185	410,2	2217
Физико-химические ОПЗ	528	473,9	897
Потокорегулирующие технологии	552	558,3	1011
Нестационарное заводнение		72,0
Гидродинамические методы		216,3
ВИР и РИР	329	300,7	914
Итого	2948	31377,2

Рисунок 3.3.1. Распределение дополнительной добычи нефти от проведения различных видов ГТМ по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти Ватинского месторождения.

Проведение ГРП

Самым массовым мероприятием по повышению нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи нефти на месторождении явилось проведение ГРП пластов. За период разработки проведено 839 операций ГРП, в т.ч. 687 ГРП в категории дополнительной добычи нефти. Наибольшее количество ГРП проведено в скважинах объектов АВ_1-2, ЮВ₁ и БВ_19-22 - 98% всех ГРП на месторождении.

Успешность проведения ГРП составила 96% (651 успешных ГРП) - после 12 ГРП скважины в работу не запущены, после 24 ГРП дополнительной добычи нефти не получено.

Анализ проведения ГРП приведен для ГРП, выполненных в процессе эксплуатации, в т.ч. повторных ГРП и ГРП при выводе скважин из бездействия или консервации. Часть ГРП проводилась на 2-х объектах разработки одновременно, что характерно для проведения ГРП объектов БВ_19-22 и ЮВ₁, БВ₀ и БВ₁. В связи с этим общая количество ГРП на месторождении будет меньше, чем сумма ГРП по объектам месторождения, поскольку при одновременном ГРП 2-х объектов физически проводился 1 ГРП.

Средний начальный дебит нефти до ГРП скважин объекта АВ_1-2, запущенных в работу после ГРП в процессе эксплуатации или повторных ГРП, составил 4,9 т/сут, дебит жидкости - 12,7 т/сут. После проведения ГРП средний начальный дебит нефти составил 20,6 т/сут, средний начальный дебит жидкости - 36,3 т/сут. 4 скважины после ГРП в работу не запущены, после 7 операций ГРП дополнительной добычи нефти не получено.

Средняя кратность увеличения дебитов нефти после ГРП с учетом неуспешных ГРП составила 4,2, средняя кратность увеличения дебитов жидкости - 2,9. Как правило, проведение ГРП сопровождалось ростом обводненности продукции - после 168 ГРП из 301 ГРП в процессе эксплуатации или повторных ГРП обводнённость увеличилась на 1,1-85,6%. Дополнительная добыча нефти от проведения анализируемых ГРП составила 2 млн 711,3 тыс.т нефти, или 8831 т дополнительно добытой нефти на 1 ГРП при среднем времени эффекта 3 года.

26 ГРП было проведено при выводе скважин объекта АВ_1-2 из бездействия, в т.ч. 24 ГРП в период 1995-2000 гг. Проведение ГРП было весьма эффективно - дополнительная добыча нефти от проведения ГРП составила 169,3 тыс.т нефти, или 6671 т дополнительно добытой нефти на 1 ГРП при среднем времени эффекта 5 лет. 1 скважина после ГРП не запущена.

Средний начальный дебит нефти до ГРП скважин объекта БВ_19-22, запущенных в работу после ГРП в процессе эксплуатации или повторных ГРП, составил 2,0 т/сут, дебит жидкости - 2,6 т/сут. После проведения ГРП средний начальный дебит нефти составил 13,1 т/сут, средний начальный дебит жидкости - 18,7 т/сут. 3 скважины после ГРП в работу не запущены, после 3 операций ГРП дополнительной добычи нефти не получено. Средняя кратность увеличения дебитов нефти после ГРП с учетом неуспешных ГРП составила 6,6, средняя кратность увеличения дебитов жидкости - 7,2. В период 1993-2000 гг. проведение ГРП не приводило к росту обводненности продукции. Увеличение обводненности продукции на 1,3-73,6% в основном отмечается в период 2004-2007 гг., что связано в основном с проведением большого количества повторных ГРП (2-х и 3-х ГРП). Дополнительная добыча нефти от проведения анализируемых ГРП составила 426,2 тыс.т нефти, или 5838 т дополнительно добытой нефти на 1 ГРП при среднем времени эффекта 3 года.

ГРП было проведено при выводе скважин объекта АВ_1-2 из бездействия, в т.ч. 6 ГРП в период 1994-2004 гг. Проведение ГРП было эффективно - дополнительная добыча нефти от проведения ГРП составила 35,7 тыс.т нефти, или 4460 т дополнительно добытой нефти на 1 ГРП при среднем времени эффекта 2,5 года.

Средний начальный дебит нефти до ГРП скважин объекта ЮВ₁, запущенных в работу после ГРП в процессе эксплуатации или повторных ГРП, составил 3,5 т/сут, дебит жидкости - 4,6 т/сут. После проведения ГРП средний начальный дебит нефти составил 19,8 т/сут, средний начальный дебит жидкости - 27,8 т/сут. 3 скважины после ГРП в работу не запущены, после 12 операций ГРП дополнительной добычи нефти не получено. Средняя кратность увеличения дебитов нефти после ГРП с учетом неуспешных ГРП составила 5,7, средняя кратность увеличения дебитов жидкости - 6,0. В половине случаев проведение ГРП сопровождалось ростом обводненности продукции - после 136 ГРП из 231 ГРП в процессе эксплуатации или повторных ГРП обводненность увеличилась на 1,2-92,6%. Увеличение обводненности продукции в основном связано с проведением большого количества повторных ГРП (2-х и 3-х ГРП). Дополнительная добыча нефти от проведения анализируемых ГРП составила 1 млн 983,0 тыс.т нефти, или 8127 т дополнительно добытой нефти на 1 ГРП при среднем времени эффекта 2,5 года.

ГРП было проведено при выводе скважин объекта АВ_1-2 из бездействия, в т.ч. 40 ГРП в период 1994-2004 гг. Проведение ГРП было эффективно - дополнительная добыча нефти от проведения ГРП составила 412,0 тыс.т нефти, или 9364 т дополнительно добытой нефти на 1 ГРП при среднем времени эффекта 4 года. 1 скважина после ГРП не запущена в работу, после проведения 1 ГРП дополнительной добычи нефти не получено.

В скважинах объекта АВ₃ в период 2004-2008 гг. проведено 4 успешных ГРП в процессе эксплуатации (дополнительная добыча нефти от проведения ГРП составила 50,2 тыс.т нефти, или 12551 т дополнительно добытой нефти на 1 ГРП при среднем времени эффекта более 1,5 лет) и 1 успешный ГРП при выводе скважины из бездействия (23465 12551 т дополнительно добытой нефти).

В скважинах объекта АВ₄ в период 2004-2009 гг. проведено 5 успешных ГРП в процессе эксплуатации - дополнительная добыча нефти от проведения ГРП составила 12,2 тыс.т нефти, или 2038 т дополнительно добытой нефти на 1 ГРП при среднем времени эффекта более 1 года.

Единичные ГРП, проведенные в скважинах объектов АВ₅, АВ₇, БВ₀, БВ₁, БВ₆ и БВ₈, существенного влияния на уровни добычи нефти объектов не оказали.

Расчёт дополнительной добычи нефти от ГРП представлен в таблице 3.3.2.

Средняя достигнутая технологическая эффективность проведения ГРП составляет 8203 т дополнительно добытой нефти на 1 ГРП.

Таблица 3.3.2. Расчёт дополнительной добычи нефти от проведения ГРП скважин Ватинского месторождения

Объект	Количество ГРП	Дополнительная добыча нефти, т	Технологическая эффективность, т доп. добычи нефти/1 скв.-опер.
АВ1-2	336	2880,6	8676
АВ3	5	73,7	14733
АВ4	6	12,2	2038
АВ5	3	3,1	1505
АВ7	1	35,1	35153
БВ0	3	52,8	17591
БВ1	1	3,5	3484
БВ6	3	4,7	2336
БВ8	1	0,2	117
БВ19-22	84	461,8	5702
ЮВ1	291	2395,1	8316
Итого	687	5922,6	8203

. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) предназначен для повышения проницаемости обрабатываемой области ПЗС и заключается в создании искусственных и расширении естественных трещин. Наличие микротрещин в ПЗС связано с процессом первичного вскрытия в фазе бурения вследствие взаимодействия долота с напряжёнными горными породами, а также с процессом вторичного вскрытия (перфорации).

Сущность ГРП заключается в нагнетании под давлением в ПЗС жидкости, которая заполняет микротрещины и «расклинивает» их, а также формирует новые трещины. Если при этом ввести в образовавшиеся или расширившиеся трещины закрепляющий материал (например, кварцевый песок или проппант), то после снятия давления трещины не смыкаются.

Рисунок 4.1.1.

При гидравлическом разрыве должны быть решены следующие задачи:

Трещина создается путем закачки жидкостей подходящего состава в пласт со скоростью превышающей ее поглощения пластом. Давление жидкости возрастает, пока не будут превзойдены внутренние напряжения в породе. В породе образуется трещина.

б) Удержание трещины в раскрытом состоянии

Как только развитие трещины началось, в жидкость добавляется расклинивающий материал - проппант, переносимый жидкостью в трещину. После завершения процесса гидроразрыва и сброса давления проппант удерживает трещину открытой и, следовательно, проницаемой для пластовых жидкостей.

в) Удаление жидкости разрыва

Прежде чем начать добычу из скважины, следует удалить жидкость разрыва. Степень сложности ее удаления зависит от характера применяемой жидкости, давления в пласте и относительной проницаемости пласта по жидкости разрыва. Удаление жидкости разрыва весьма важно, так как, понижая относительную проницаемость, она может создавать препятствия на пути притока жидкостей.

г) Повышение продуктивности пласта

До начала проектирования процесса следует провести анализ его экономической целесообразности.

Цели проведения гидравлического разрыва

а) Повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины. В пластах с относительно низкой проницаемостью гидроразрыв - лучший способ повышения продуктивности. Создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости.

б) Нарушение проницаемости продуктивного пласта - важное для понимания понятие, поскольку тип и масштаб процесса разрыва проектируетсяименно с целью исправления этого нарушения. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненную проппантом, и привести падение давления до нормальной величины градиента гидродинамического давления, то продуктивность скважины возрастет.

.2 Технологические основы гидравлического разрыва пласта

Технология проведения ГРП заключается в совокупности следующих операций:

1) Подготовка скважины - исследование на приток или приемистость, что позволяет получить данные для оценки давления разрыва, объема жидкости разрыва и других характеристик.

2) Промывка скважины - скважина промывается промывочной жидкостью с добавкой в нее определенных химических реагентов. При необходимости осуществляют декомпрессионную обработку, торпедирование или кислотное воздействие. При этом рекомендуется использовать насосно-компрессорные трубы диаметром 3-4" (трубыменьшего диаметра нежелательны, т.к. велики потери на трение).

3) Закачка жидкости разрыва. Жидкость разрыва - тот рабочий агент, закачкой которого создается необходимое для разрыва горной породы давление для образования новых и раскрытия существовавших в ПЗС трещин. В зависимости от свойств ПЗС и других параметров используют либо фильтрующиеся, либо слабофильтрующиеся жидкости. В качестве жидкостей разрыва можно использовать:

в добывающих скважинах

- дегазированную нефть;

загущенную нефть, нефтемазутную смесь;

гидрофобную нефтекислотную эмульсию;

гидрофобную водонефтяную эмульсию;

кислотно-керосиновую эмульсию и др.;

в нагнетательных скважинах

- чистую воду;

водные растворы соляной кислоты;

загущенную воду (крахмалом, полиакриламидом - ПАА,

сульфит-спиртовой бардой - ССБ, карбоксиметилцеллюлозой -

КМЦ);

загущенную соляную кислоту (смесь концентрированнойсоляной кислоты с ССБ) и др.

При выборе жидкости разрыва необходимо учитывать и предотвращать набухаемость глин, вводя в нее химические реагенты, стабилизирующие глинистые частицы при смачивании (гидрофобизация глин). Как уже отмечалось, давление разрыва не является постоянной величиной и зависит от ряда факторов. Повышение забойного давления и достижение величины давления разрыва возможно при соблюдении следующего. Объемная скорость закачки жидкости разрыва определенной вязкости и проницаемость ПЗС должны удовлетворять в каждый момент времени закачки условию, когда скорость закачки опережает скорость поглощения жидкости пластом. Из данного условия очевидно, что в случае низкопроницаемых пород давление разрыва может быть достигнуто при использовании в качестве жидкости разрыва жидкостей невысокой вязкости при ограниченной скорости их закачки. Если породы достаточно хорошо проницаемы, то при использовании маловязких жидкостей закачки требуется большая скорость закачки; при ограниченной скорости закачки необходимо использовать жидкости разрыва повышенной вязкости. Если ПЗС представлена коллектором высокой проницаемости, то следует применять большие скорости закачки и высоковязкие жидкости. Совершенно очевидно, что при этом должна учитываться и толщина продуктивного горизонта (пропластка), определяющая приемистость скважины.

Важным технологическим вопросом является определение момента образования трещины и его признаки. Момент образования трещины в монолитном коллекторе характеризуется изломом на зависимости «объемный расход жидкости закачки - давление закачки» и значительным снижением давления закачки. Раскрытие уже существовавших в ПЗС трещин характеризуется плавным изменением зависимости «расход - давление», но снижения давления закачки не отмечается. В обоих случаях признаком раскрытия трещин является увеличение коэффициента приемистости скважины. Практика проведения ГРП показывает, что раскрытие естественных трещин достигается при существенно меньших давлениях закачки, чем это происходит в монолитных породах.

4) Закачка жидкости-песконосителя

Песок или любой другой материал, закачиваемой в трещину, служит наполнителем трещины, являясь, по существу, каркасом внутри нее и предотвращает смыкание трещины после снятия (снижения) давления. Жидкость-песконоситель выполняет транспортную по отношению к наполнителю функцию.

5) Закачка продавочной жидкости

Основной целью этой жидкости является продавка жидкости-песконосителя до забоя и задавки ее в трещины. С целью предотвращения образоания пробок из наполнителся.

6) После закачки наполнителя в трещины скважина оставляется

под давлением.

Время выстойки скважины под давлением должно быть достаточным, чтобы система (ПЗС) перешла из неустойчивого в устойчивое состояние, при котором наполнитель будет прочно зафиксирован в трещине. В противном случае в процессе вызова притока, освоения и эксплуатации скважины наполнитель выносится из трещин в скважину. Если при этом скважина эксплуатируется насосным способом, вынос наполнителя приводит к выходу из строя погружной установки, не говоря об образовании на забое пробок из наполнителя.

7) Вызов притока, освоение скважины и ее гидродинамическое

исследование.

Следует подчеркнуть, что проведение гидродинамического исследования является обязательным элементом технологии, т.к. его результаты служат критерием технологической эффективности процесса. При проведении ГРП колонна

НКТ должна быть запакерована и заякорена. Важными вопросами при проведении ГРП являются вопросы определения местоположения, пространственной ориентации и размеров трещин. Такие определения должны быть обязательными при производстве ГРП в новых регионах, т.к. позволяют разработать наилучшую технологию процесса.

3.3 Типы жидкостей разрыва

Типы жидкостей, обычно применяемых при ГРП:

· На водной основе

· На нефтяной основе

· Многофазные смеси

Важно обратить внимание на преимущества и недостатки каждого типа жидкости при выборе её для проведения ГРП.

Жидкости разрыва на водной основе

Около 80 % ГРП в настоящее время проводятся с использованием жидкостей на водной основе. Перед проведением ГРП в жидкость добавляют различные химические реагенты, обеспечивающие необходимые её свойства. Жидкости на водной основе универсальны и имеют множество преимуществ. Преимущества и недостатки жидкостей на водной основе представлены в таблице 4.3.1.

Таблица 4.3.1.

Преимущества

Недостатки

легко доступны низкая стоимость применимы как в нефтяных, так и в газовых пластах гибкий химический состав o стабильность до 450o F o эффективная деградация при любых температурах o широкий спектр источников относительно удобна при смешивании и закачке безопасна в использовании

потенциально вредна для некоторых пород даже при использовании KCl или стабилизаторов глин потенциально вредна для некоторых нефтенасыщенных пород вследствие образования вторичных эмульсий снабжение водой в некоторых удаленных локациях может быть ограничено

Жидкости разрыва на нефтяной основе

Первые жидкости разрыва были на нефтяной основе, так как считалось, что жидкости на водной основе были вредны для нефтяных пластов. Дегазированная сырая нефть использовалась при проведении первых ГРП в 1948 году, а загущенный напалм использовался и в последующие 10 лет. Жидкости на нефтяной основе, используемые в настоящее время, значительно усовершенствованы, и их использование признано эффективным во многих частях мира. На сегодняшний день около 10 % ГРП осуществляются с применением жидкостей на нефтяной основе. Дегазированная сырая нефть и конденсат до настоящего момента всё ещё используются при проведении ГРП на некоторых территориях, однако предпочтительнее применять дизель или керосин, так как они менее летучие.

Преимущества и недостатки жидкостей разрыва на нефтяной основе представлены в таблице 4.3.2.

Таблица 4.3.2.

Преимущества

Недостатки

совместимы с породами, чувствительными к воде эффективная деградация вязкости и извлечение после проведения ГРПминимальное устранение после проведения ГРП, так как разрушенный гель может быть извлечен

безопасность является основным требованием при обслуживании, смешивании и закачке жидкостей на нефтяной основеможет быть дорогостоящей в удаленных местахможет оказаться дорогостоящей, если процент ее извлечения низкий

Многофазные смеси

С развитием технологий создания жидкостей разрыва установлено, что операция ГРП иногда может осуществляться с использованием жидкостей, состоящих из нескольких типов основных жидкостей. Такие жидкости можно разделить на:

· эмульсии

· пены

Эмульсии

Стабилизированные водонефтяные эмульсии являются доступными жидкостями для проведения ГРП. Обычно перед приготовлением эмульсии водная фаза загущается при помощи полимеров. Затем углеводороды (обычно дизель или керосин) смешиваются с загущенной водой. Полиэмульсии, используемые в настоящее время, являются прямыми (капельки нефти диспергированы в непрерывной водной фазе). Изменение водонефтяного фактора может повлиять на свойство полиэмульсионного флюида. На практике используются отношения фаз 50/50, 60/40 и 70/30.

Эмульгированные кислотные системы используют при кислотном ГРП. В зависимости от эмульгированной кислоты и границ применения её тип может быть как прямой, так и обратный. Диспергирование нефти в загущенной кислоте ведёт к замедлению химической реакции (важно в глубоких скважинах с высокой температурой). Потери давления на трение эмульгированной кислоты (особенно обратной эмульсии) относительно сравнимы с потерями загущенных полимерных кислот. Эмульгированная кислота обеспечивает более лучший контроль водоотдачи, чем загущенные кислоты, которые выгодны лишь в некоторых случаях их применения.

Преимущества и недостатки эмульсий представлены в таблице 4.3.3.

Преимущества

Недостатки

превосходный контроль водоотдачи некоторые смеси имеют хорошую термическую стабильность ограничивается степень подверженности породы водой очистка скважины после ГРП обычно эффективна

требует добавления нефтяной смеси в водный раствор (опасно!) ведет к созданию больших потерь давления на трение в трубах может быть дорогостоящей требует сильных эмульгаторов для обеспечения стабильности эмульсии; эмульгаторы должны адсорбировать на поверхности породы для разрушения эмульсии смешивание в полевых условиях является более сложным, чем в случае жидкостей на водной основе, так как водная фаза загущается перед приготовлением эмульсии (образование эмульсии зависит от времени и эмульгаторов)

Пены

Пены создаются путём закачивания жидкого азота (N₂) или жидкой двуокиси углерода (CO₂) в загущенную воду или нефть, которые содержат пенообразующие ПАВы. При использовании азота проппант транспортируется жидкой фазой до тех пор, пока не создаётся пена после прохождения насосов высокого давления. При использовании CO₂ жидкая смесь, насыщенная двуокисью углерода, создаёт вязкую эмульсию, которая транспортирует проппант до тех пор, пока не образуется пена.

Как азот, так и углекислый газ доставляются на место проведения полевых работ в жидком состоянии. Однако во время закачки азот переходит в газообразное состояние в теплообменнике и затем закачивается в линию с помощью специальных насосов. Закачанный азот практически не влияет на температуру жидкости разрыва. С другой стороны, CO₂ закачивается как жидкость и смешивается с водным гелем. Из-за низкой температуры жидкого CO₂ происходит некоторое охлаждение жидкости при смешивании. Углекислый газ остаётся в жидком состоянии до момента нагрева жидкости до 88⁰F (31,11 ⁰C) (критическая температура CO₂).

Жидкости как на водной, так и на нефтяной основе могут быть вспенены и использованы в качестве жидкостей разрыва. Углекислый газ смешивается с углеводородами и снижает вязкость системы перед вспениванием. Поэтому для вспенивания углеводородов рекомендуется использовать азот. Пены характеризуются их кратностью (процентное объёмное содержание газа в данном объёме жидкости). Например, кратность пены 70 состоит из 70 % газовой фазы и 30 % жидкой фазы. Расчёт объёма дан при пластовых условиях. Кратность пены варьируется в пределах от 52 до 95, обычно используются 60-80.

В настоящее время пены на водной основе используются намного чаще, чем на нефтяной основе. Благодаря некоторым преимуществам пены являются популярными жидкостями разрыва.

Преимущества и недостатки пен как жидкостей разрыва представлены в таблице 4.3.4.

Таблица 4.3.3.

Преимущества

Недостатки

необходим меньший объем жидкости для воздействия определенного размера применяемый газ облегчает очистку скважины после проведения ГРП азот как инертный газ не реагирует с породой и загущенной жидкостью разрыва CO2 частично растворим как в воде, так и в нефти; это ведет к снижению поверхностного натяжения жидкости

операции могут быть дорогостоящими при использовании высоких давлений (необходимо больше газовой фазы для данного класса пены) ограниченная транспортирующая способность проппанта для ГРП больших объемов более низкая плотность азота ведет к снижению гидростатического давления столба жидкости разрыва и повышению необходимого устьевого рабочего давления использование пен увеличивает сложность операции по закачке сжатый газ создает дополнительные требования безопасности во время его закачки и восстановления притока в скважине пены имеют значительно большие потери давления на трение

Требования к жидкости разрыва

• Хорошие очищающие свойства для обеспечения максимальной проводимости трещины

• Высокая вязкость

- удерживание проппанта

- создание трещины по ширине

• Ограниченные фильтрационные свойства

- отложение фильтрационной корки

• Низкое давление трения

- для высокой скорости закачки

• Высокий гидростатический вес

- для снижения давления ГРП

• Стоимость

-Не опасная и легко утилизируемая

Добавки для жидкостей разрыва

· Активаторы

· Демпферы

· Сшиватели

· Эмульгаторы

· Пенообразователи

· Полимеры

· Бактерициды

· Брейкеры

· Стабилизаторы глин

· Добавки против потерь жидкости

· Добавки, снижающие давление трения

· Стабилизаторы температур

· Добавки, предотвращающие образование эмульсии

3.4 Расклинивающие материалы (проппанты)

Проппанты и расклинивание трещин разрыва.

Расклинивание выполняется с целью поддержать проницаемость, созданную путем гидроразрыва. Проницаемость трещины зависит от ряда взаимосвязанных факторов:

) типа, размера и однородности проппанта;

) степени его разрушения или деформации;

) количества и способа перемещения проппанта.

Некоторые наиболее употребительные размеры проппантов :

Размер сит	Предельные размеры частиц(мм)
100	0,150
40-60	0,419-0,250
20-40	0,841-0,419
12-20	1,679-0,841
8-12	2,380-1,679

Свойства расклинивающих агентов.

Размеры и однородность

- с уменьшением предельных размеров частиц материала увеличивается нагрузка, которой он может противостоять, что способствует устойчивости проницаемости заполненной проппантом трещины.

при нулевом напряжении смыкания проницаемость керамического проппанта 20/40. Одна из причин этого - более однародная, по сравнению с песком, сферичность керамических частиц.

значительное содержание мелких частиц (пыли) в песке может существенно понизить проницаемость трещины разрыва. Например, если через сито 40 проходит 20% частиц проппанта 20/40, проницаемость снизится в 5 раз.

проницаемость песка 10/16 примерно на 50% выше проницаемости песка 10-20.

оценку свойств проппантов рекомендуется проводить по методике Американского Нефтяного Института (API RP 56) .

Прочность

При увеличении напряжения смыкания трещины или горизонтального напряжения в скелете породы пласта происходит существенное снижение проницаемости проппантов. Как видно из графиков долговременной проницаемости проппантов, при напряжении смыкания 60 Мпа проницаемость проппанта 20/40 "Carbo-Prop" значительно выше, чем у обычного песка. При напряжении смыкания выше, чем у обычного песка. При напряжении смыкания примерно 32 Мпа кривые размеров частиц для всех обычных песков быстро падают.

Прочность песчанных зерен колеблется в зависимости от места происхождения песка и предельных размеров частиц.

Термохимическая стабильность

Все применяемые проппанты должны быть, по возможности, химически инертны. Они должны противостоять агрессивным жидкостям и высоким температутам.

Стоимость

Наиболее дешевым проппантом является песок. Высокопрочные проппанты, например, агломерированный боксит или песок со смолистым покрытием, гораздо дороже. Оценку их применимости следует делать на основании индивидуального экономического анализа по данной скважине.

Испытание на проницаемость.

При выборе необходимых типов и размеров проппанта весьма важно определить его проницаемость.

Прежде при испытаниях проппантов применялись камеры радиальной фильтрации. Однако некоторые принципиальные сложности-явления, связанные с течениями, не подчиняющимися закону Дарси, и весьма низкие, не поддающиеся измерению, перепады давления не позволяли получать надежные результаты испытаний. Несовершенство радиальных камер привело к разработке линейных фильтрационных камер.

Долговременная проницаемость.

Принципиальным недостатком методики АНИ является то, что она дает результаты только по кратковременной проницаемости. На промыслах было обнаруженно, что прогнозная добыча очень редко соответствовала фактической. Тому есть много причин, но главной причиной являлись чересчур оптимистические данные по кратковременной проницаемости, использованные при прогнозировании.

Типы проппантов

Первым материалом, который использовался для удержания трещины в раскрытом состоянии, был кремнистый песок. По мере развития технологии становилось ясно, что некоторые типы песка лучше других.

Кроме того, были созданы искусственные проппанты, пригодные для использования там, где естественные пески непригодны.

Керамические проппанты

Существует два типа керамических проппантов: агломерированный боксит и проппанты промежуточной прочности. Проницаемость последних близка к проницаемости агломерированного боксита, плотность же их ниже, чем у боксита, но чуть выше, чем у песка.

Агломерированный боксит - это высокопрочный проппант, разработанный компанией "Экссон продакшн рисерч". Изготавливают его из высококачественных импортных бокситовых руд. Процесс изготовления включает измельчение руды на очень мелкие частицы, преобразование первичной руды в сферические частицы нужного размера и обжиг их в печи при достаточно высокой температуре, вызывающей процесс агломерации. Конечный продукт обычно содержит 85% Al2O3. Остальные 15% составляют оксиды железа, титана и кремния. Удельная плотность его 3,65 по сравнению с плотностью песка 2,65. Применяются агломерированные бокситы в основном в глубоких (глубже 3500 м) скважинах.

Керамики промежуточной плотности

Эти проппанты отличаются от агломерированных бокситов, прежде всего, своим составом. Содержание оксида алюминия в них ниже, содержание кремния - выше, а удельная плотность составляет 3,15.

При давлениях до 80 Мпа по проницаемости они близки к агломерированным бокситам. Поэтому в большинстве случаев, благодаря более низкой стоимости, ими заменяют бокситы.

Керамики низкой плотности

Эти проппанты изготавливаются так же, как и другие керамики. Главное их отличие - состав. Они содержат 49% Al2O3 , 45% SiO2 , 2% TiO2 и следы других оксидов. Плотность этих проппантов равна 2,72 , то-есть они наиболее распространенные проппанты благодоря их цене, прочности плотности, близкой к плотности песка.

3.5 Техника для проведения ГРП

Оборудование, используемое при ГРП, может включать в себя:

1) ёмкости для рабочей жидкости

2) ёмкости для проппанта

3) блендер

4) насосные установки

5) насосные установки для закачки азота и углекислого газа

) расходомеры

7) радиоактивный плотномер

8) датчики давления

9) станция управления

10 установка гнкт

Рисунок 4.5.1. Схема расстановки оборудования при проведении ГРП

3.6 Эксплуатация скважин УЭЦН

Установки электрических погружных центробежных насосов относятся к классу бесштанговых установок и играют а нефтедобывающей промышленности России определяющую роль по объёму добываемой нефти. Они предназначены для эксплуатации добывающих скважин различной глубины с различными свойствами добываемой продукции: безводная маловязкая и средней вязкости нефть; обводнённая нефть; смесь нефти, воды и газа. Естественно, что и эффективность эксплуатации скважин УЭЦН может существенно различаться, т.к. свойства откачиваемой продукции влияют на выходные параметры установки.

Кроме того, УЭЦН имеют неоспоримое преимущество перед штанговыми установками не только за счёт переноса приводного электродвигателя на забой и ликвидации колонны штанг, что существенно повышает КПД системы, но и за счёт значительного диапазона рабочих подач (от нескольких десятков до нескольких сотен м³/сут) и напоров (от нескольких сотен до нескольких тысяч метров) при сравнительно высокой наработке установки на отказ.

При эксплуатации нефтяных скважин с большим дебитом наиболее целесообразно применение центробежных насосов.

Расположение приводящего двигателя непосредственно у насоса позволяет передавать ему большие мощности.

При средних и больших отборах жидкости (100…500 м³/сут в, более) центробежные насосы-наиболее экономичный и наименее трудоемкий в обслуживании вид оборудования для подъема пластовой жидкости. Обслуживание скважинных центробежных насосов облегчается за счет того, что на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор. Межремонтный период работы у скважинных центробежных насосов при средних и больших отборах больше, чем у штанговых, и составляет, например, на промыслах Башкирии и Татарии, в среднем 260…320 сут.

Скважинные центробежные насосы предназначены для подъема жидкости с содержанием в ней воды не более 99 %, механических примесей (по массе) не более 0,01 %, с температурой не более 90 °С. Насосы повышенной износостойкости допускают содержание механических примесей (по массе) до 0,05%.

Для подъема из нефтяной скважины жидкости с повышенной коррозионной активностью применяются скважинные центробежные насосы, основные детали которых изготовлены из коррозионностойких материалов.

Рассмотрим более подробно принципиальную схему УЭЦН и назначение каждого из её элементов.

Принципиальная схема УЭЦН и её элементы

Установки ЭЦН являются сложной технологической системой и, несмотря на широко известный принцип действия центробежного насоса, представляет собой совокупность оригинальных по конструкции элементов. Принципиальная схема УЭЦН приведена на рис. 4.6.1.1. Установка состоит из двух частей: наземной и погружной. Наземная часть включает автотрансформатор 1; станцию управления 2; иногда кабельный барабан 3 и оборудование устья скважины 4. Погружная часть включает колонну НКТ 5, на которой погружной агрегат спускается в скважину; бронированный трёхжильный электрический кабель 6, по которому подаётся питающее напряжение погружному электродвигателю и который крепится к колонне НКТ специальными зажимами 7.

Погружной агрегат состоит из многоступенчатого центробежного насоса 8, оборудованного приёмной сеткой 9 и обратным клапаном 10. Часто в комплект погружной установки входит сливной клапан 11, через который сливается жидкость из НКТ при подъёме установки. В нижней части насос сочленён с узлом гидрозащиты (протектором) 12, который, в свою очередь, сочленён с погружным электродвигателем 13. В нижней части электродвигатель 13 имеет компенсатор 14.

Скважинный электронасосный агрегат спускают на колонне насосно-компрессорных труб. Электроэнергию к погружному электродвигателю подводят по круглому кабелю, идущему с поверхности вдоль насосно-компрессорных труб до насосного агрегата и переходящего затем в плоский кабель. Плоский кабель применяется для уменьшения общего диаметра скважинного электронасосного агрегата, обеспечивающего свободный, без повреждений спуск и подъем насоса.

Ограничение диаметров скважинных электронасосных агрегатов приводит к необходимости увеличения длины агрегатов при мощностях электродвигателей до 250 кВт. Диаметры агрегатов находятся в пределах 116…142,5 мм, длина агрегатов - более 25 м.

Рисунок 4.6.1.1. Принципиальная схема УЭЦН

-автотрансформатор; 2-станция управления; 3-кабельный барабан;

-оборудование устья скважин; 5-колонна НКТ; 6-бронированный электрический кабель; 7-зажимы для кабеля; 8-погружной многоступенчатый центробежный насос; 9-приёмная сетка насоса; 10- обратный клапан; 11-сливной клапан; 12-узел гидрозащиты (протектор); 13-погружной электродвигатель; 14-компенсатор.

Вместо круглого возможно применение по всей длине плоского кабеля соответствующего сечения. Кабель оканчивается муфтой кабельного ввода для подсоединения к электродвигателю. От механических повреждений при спуске и подъеме насоса плоский кабель предохраняется защитными кожухами или специальным хомутом.

Электродвигатель насосного агрегата - погружной, маслонаполненный, герметичный. Для предотвращения попадания в него пластовой жидкости он имеет гидрозащиту, состоящую из протектора 3, устанавливаемого между насосом и электродвигателем, и компенсатора , присоединяемого к нижней части электродвигателя.

Над насосным агрегатом через две-три насосно-компрессорные трубы устанавливают обратный клапан и еще через одну трубу - спускной клапан. Обратный клапан облегчает условия пуска насоса после его остановки, так как обеспечивает заполнение колонны насосно-компрессорных труб жидкостью. Спускной клапан позволяет перед подъемом насоса слить жидкость из насосно-компрессорных труб для облегчения подъема оборудования.

Трансформатор служит для преобразования напряжения промысловой электросети, для обеспечения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь в кабеле. Станция управления предназначена для ручного или автоматического пуска насосного агрегата, контроля за параметрами при эксплуатации и предохранения установки при возникновении аварийного режима.

Погружной центробежный насос конструктивно представляет собой совокупность ступеней небольшого диаметра, состоящих, из рабочих колес и направляющих аппаратов, размещаемых в корпусе насоса (трубе). Погружной центробежный насос выполняется в виде отдельных секций с большим числом ступеней в каждой секции (до 120), что позволяет собирать насос с необходимым напором.

По поперечным габаритам (диаметру корпуса) выпускаются насосы нескольких групп, соответствующих номинальному диаметру обсадных колонн (в дюймах) добывающих скважин: 5, 5А, 6, насос ЭЦН6-500-750 - электрический центробежный насос для обсадных колонн диаметром 6", с оптимальной подачей 500 м³/сут при напоре 750 м.

Погружной электрический двигатель (ПЭД) - двигатель специальной конструкции и представляет собой асинхронный двухполюсный двигатель переменного тока с короткозамкнутым ротором. Двигатель заполнен маловязким маслом, которое выполняет функцию смазки подшипников ротора и отвода тепла к стенкам корпуса двигателя, омываемого потоком скважинной продукции.

Узел гидрозащиты размещается между насосом и двигателем и предназначен для защиты электродвигателя от попадания в него откачиваемой продукции и смазки радиально-упорного подшипника насоса (при необходимости). Основной объем узла гидрозащиты, формируемый эластичным мешком, заполнен жидким маслом. Через обратный клапан наружная поверхность мешка воспринимает давление продукции скважины на глубине спуска погружного агрегата. Таким образом, внутри эластичного мешка, заполненного жидким маслом, давление равно давлению погружения. Для создания избыточного давления внутри этого мешка на валу протектора имеется турбинка. Жидкое масло через систему каналов под избыточным давлением поступает во внутреннюю полость электродвигателя, что предотвращает попадание скважинной продукции внутрь электродвигателя.

Компенсатор предназначен для компенсации объема масла внутри двигателя при изменении температурного режима электродвигателя и представляет собой эластичный мешок, заполненный жидким маслом и расположенный в корпусе.

4. РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ

.1 Проектирование процесса гидравлического разрыва пласта на скважине № 701 Ватинского месторождения

В данной части дипломного проекте предлагается расчёт гидравлического разрыва пласта на скважине Ватинского месторождения глубиной 1710 м. Вскрытая толщина пласта h=6 м. Разрыв произвести по НКТ с пакером. В качестве жидкости разрыва и песконосителя применяется загущенная вода с плотностью 1030 кг/м³ и вязкостью 0,282 Па ^.с. Предполагается закачка в скважину Qп (песка) 22 тонн диаметром зерен 1 мм . Принимаем темп закачки Q = 0,04 м³/с. Под закачку используют агрегат УН-2250. Исходные данные представлены в таблице 5.1.1.

Таблица 5.1.1.

Глубина в добывающей скважине	Lс,м	1812
Толщина вскрытого пласта	h,м	6
Внутренний диаметр НКТ	dвн,м	0,0759
Плотность жидкости разрыва (песконосителя)	ρ’жп,кг/м3	1030
Вязкость жидкости разрыва	μ’жп,Па*с	0,282
Темп закачки жидкости агрегатом	Q,м3/с	0,04
Плотность горных пород над горизонтом	ρгп,кг/м3	2600
Коэффициент Пуассона горных пород	ν	0,3
Модуль упругости пород	E, МПа	17400
Концентрация песка в 1 кубическом метре жидкости	Cп, кг/м3	620
Плотность песка	ρп,кг/м3	2700

Расчёт:

1.Вертикальная составляющая горного давления:

= 2600*9,81*1710*10^-6=43,615 МПа

2. Горизонтальная составляющая горного давления:

3.Забойное давление разрыва пласта

p_{заб р}=20,1935 МПа

4.Объемная концентрация песка в смеси:

5.Плотность жидкости с песком:

ρ_жп= 1030(1-0,187)+2700*0,187=1341,87 кг/м³

6.Вязкость жидкости с песком:

μ_жп=0,282*exp(3,18*0,187)=0,511 Па*с

7.Коэффициент гидравлических сопротивлений

Re=4*0.04*1341,87/(3,14*0,0759*0,511)= 1763,12

λ=64/1763,12=0,036

8.Потери давления на трение:

p’_тр=8*0,036*0,04²*1710*1341,87/(3,14²*0,0759²)=18,615 МПа

т.к. число Рейнольдса Re>200, то потери на трение увеличиваются в 1,52 раза

p_тр=1,52*18,615=28,295 МПа

9.Давление на устье скважины:

p_у=20,1935-1341,87*9,81*1710*10^-6+28,295=25,978 МПа

10.Необходимое число агрегатов

где р_р - рабочее давление агрегата; Q_p - подача агрегата при данном Р_р; К_тс - коэффициент технического состояния агрегата (К_тс = 0,5- 0,8).

При работе агрегата УН-2250 на 2-ой скорости р_р = 85 МПа, a Q_р = 0,04 м³/с.

N= 25,978*0,04/(85*0,04*0,5)+1=1,611≈2

11. Объем продавочной жидкости:

V_п=0,785*0,0759²*1710=7,73 м³

12. Объем жидкости для осуществления гидроразрыва

V_ж=22000/620=35,5 м³

13.Суммарное время работы одного агрегата:

t= (35,5+7,73)/0,04=1080,75 с≈ 18,0125мин

Расчёт параметров вертикальной трещины после ГРП нефильтрующейся жидкостью

14. Расчёт трещины

· Длина трещины:

· Раскрытость трещины:

ω₀=4*(1-0,3²)*116*(20,1935-18,692)/17400=0,036м =3,6см

4.2 Подбор УЭЦН к скважине №701 Ватинского месторождения

Таблица 5.2. Исходные данные для расчёта.

Наименование параметра	Единица измерения	Символ	Значение
Пластовое давление	МПа	Рпл	13,7
Температура пласта	К	Тпл	345,15
Геотермический градиент (средний) горных пород, вскрытых скважиной	К/м	G	0,037
Расстояние по вертикали от устья скважины до верхних отверстий фильтра ее эксплуатационной колонны	м	Нф	1812
Средний угол между осью ствола скважины и вертикалью	град	θ	0
Внутренний диаметр ЭК	м	Dэк	0,132
Коэффициент продуктивности скважины	м3/(сут*МПа)	К	5,23
Поправка на влияние попадания в ПЗП техжидкости при промывках или глушении скважины на коэффициент ее продуктивности	безразмерная	χ	0,5
Давление в выкидной линии скважины	МПа	Рл	1,4
Дебит скважины	м3/с	Qжсу	0,000381
Внутренний диаметр колонны НКТ	м	Dнкт	0,0759
Эквивалентная шероховатость внутренних стенок НКТ	м	Кэ	15*10-6
Давление насыщения нефти попутным газом	МПа	Рнас	7,4
Газовый фактор нефти при стандартных условиях	м3/м3	Гн.нас	45
Плотность попутного газа при стандартных условиях	кг/м3	ρгсу	1,019
Объемная доля азота в попутном газе при СУ	м3/м3	0,0714
Плотность нефти в СУ	кг/м3	ρнсу	860
Плотность технологической жидкости для глушения скважины	кг/м3	ρтж	1200
Объёмная доля попутной воды в добываемой из скважины жидкости при СУ	м3/м3	βВСУ	0,6
Плотность попутной воды при СУ	кг/м3	ρвсу	1013
Коэффициент растворимости попутного газа в попутной воде	м3/(м3*МПа)	αг	0,13
Постоянные в уравнении (1) количества газа, растворённого в нефти при ТПЛ
Постоянные в уравнении (2) объёмного коэффициента нефти при ТПЛ
Постоянные в уравнении (3) плотности насыщенной нефти газом при ТПЛ
Постоянные в уравнении (4) динамической вязкости нефти при ТПЛ

Для оценки значения коэффициента растворимости попутного газа в попутной воде пользуются формулой:

где - плотность опреснённой и пластовой воды при СУ соответственно.

Для оценки значений постоянных в уравнениях:

(1) (2)

(3) (4)

- необходимо иметь соответствующие экспериментальные зависимости. Эти зависимости получены расчётным путём, пользуясь рекомендациями И. И. Дунюшкина и И. Т. Мищенко. Оценку значений осуществляют по части экспериментальных кривых, соответствующих области , среднеарифметическим методом или наименьших квадратов. Приближённые значения этих величин находят также решением систем уравнений вида:

где - значения рассматриваемой функции, снятые с соответствующей кривой при давлениях

4.3 Выбор типоразмера и глубины спуска УЭЦН в скважину

Для выбора типоразмера установки погружного центробежного насоса и глубины спуска насоса в скважину выполняем следующие операции (расчёт ведём на основании данных приведённых в таблице):

Определяем значение забойного давления, соответствующего заданной технологической норме отбора жидкости:

Рассчитываем и строим методом снизу вверх две кривые: кривую P(L_ЭК) изменения давления по длине эксплуатационной колонны скважины в пределах отгде - давление в выкидной линии скважины, и кривую изменения объёмного расходного газосодержания в скважинной продукции по длине эксплуатационной колонны в пределах того же интервала давлений. Расчёт кривых выполняем по способу И.В. Ляпкова, как более универсальный и точный, несколько видоизменённый с целью приспособления его без использования ЭВМ.

Разбиваем интервал давлений на 7 ступеней, принимая постепенно уменьшающиеся значения перепада давления. Для заданных значений исходных параметров принимаем следующий ряд ступеней давления в МПа:

Вычисляем значение среднего абсолютного давления для каждой ступени по уравнению:

Для рассматриваемого примера получаем в МПа:

Вычисляем длины участков эксплуатационной колонны, соответствующие 1-й, 2-й и т.д. ступеням давления по формуле:

При расчёте учитываем, что в данном случае , поэтому на данном участке течёт трёхфазная смесь, следовательно и необходимо определить .

Расчёт ведём в следующем порядке:

находим среднюю плотность нефти :

- находим значение :

- вычисляем среднюю объёмно-расходную долю воды в жидкости

- вычисляем объёмные расходы нефти и воды:

учитываем

- вычисляем средние значения приведённых скоростей нефти и воды:

- вычисляем приближённую длину участка эксплуатационной колонны, соответствующую приняв приближённо

- вычисляем расстояние по оси скважины от её устья до середины первого участка по формуле:

- вычисляем среднюю температуру потока на глубине L₁:

- вычисляем значение коэффициента сверхсжимаемости попутного газа, для чего находим сначала:

Так как выбираем выражение для расчёта коэффициента сверхсжимаемости углеводородной части попутного газа и, подставив в него значения и , находим:

Далее вычисляем значение коэффициента сжимаемости азотной части попутного газа:

и значение :

;

- вычисляем объёмный расход газа через среднее сечение участка

- вычисляем значение приведённой скорости газа:

- вычисляем скорость смеси:

находим значение первой критической скорости потока:

- определяем тип структуры смеси. Так как и , то смесь относится к типу (Н+Г)/В и имеет капельно-пузырьковую структуру;

вычисляем значения поверхностного натяжения между фазами:

- вычисляем вязкость внешней фазы (воды) потока:

- вычисляем истинную долю газа в смеси. Поток трёхфазный типа (Н+Г)/В капельно-пузырьковой структуры:

- вычисляем истинную долю воды в жидкости трёхфазного потока:

- находим долю нефти в жидкой части потока

- вычисляем истинную долю каждой из жидких фаз в водонефтегазовом потоке:

- делаем проверку результатов оценки значений истинных долей фаз в трёхфазном потоке: сумма долей фаз должна быть равна 1:

- вычисляем значение плотности попутного газа:

- вычисляем длину второго участка эксплуатационной колонны:

- вычисляем объёмную расходную долю попутного газа в потоке на участке 1 эксплуатационной колонны:

Далее вычисляем значения и , аналогично вычислению и .

Результаты расчётов представлены на рис.5.3.1 и рис.5.3.2

Рисунок 5.3.1. Кривая распределения давления в эксплуатационной колонне

Рисунок 5.3.2. Распределение объёмного расходного газосодержания

Задаёмся значением объёмно-расходного газосодержания у входа в насос и определяем по кривой расстояние L_Н от устья скважины до сечения эксплуатационной колонны, в котором газосодержание равно принятой величине, а по кривой давление у входа в насос в стволе скважины на найденной глубине. Получаем , .

вычисляем обводнённость жидкости у входа в наосо, найдя предварительно значение объёмного коэффициента нефти при :

проверяем, выполняется ли условие бескавитационной работы насоса :

Так как , приходим к заключению, что насос в скважине не будет кавитировать и газосепаратор перед насосом ставить нет необходимости.

вычисляем значение коэффициента сепарации свободного газа перед входом продукции в насос при работе его на глубине - , принимая К_СГС= 0.

Так как , берём .

Принимаем, что для отбора заданного дебита жидкости из скважины диаметром 0,132 м надо использовать насос группы 5. Тогда диаметр всасывающей сетки насоса, будет D_СН = 0,092 м.

Вычисляем значение приведённой скорости жидкости в зазоре между эксплуатационной колонной скважины и насосом перед всасывающей сеткой его:

вычисляем действительное давление насыщения жидкости в колонне НКТ, приняв . Методом последовательной итерации находим .

Рассчитываем методом сверху вниз кривую P(L_нкт) изменения давления вдоль колонны НКТ в интервале от устьевого сечения её (L_нкт=0) до глубины , принимая давление в устьевом сечении НКТ равным давлению в выкидной линии скважины P_у = P_л, а K_С = 0,692.

Расчёт P(L_нкт) в основном аналогичен расчёту кривой P(L_эк) и отличается от него, главным образом, необходимостью учёта потерь давления на преодоление гидравлического трения в НКТ, т. е. ведётся на базе использования уравнения:

но с учётом второго слагаемого в знаменателе его правой части, а также нагрева продукции, поступающей в колонну НКТ, теплом, выделяемым двигателем и насосом УЭЦН.

Разбиваем перепад давления P_д.нас - P_у= 5,1 МПа на 7 ступеней и находим значения среднего давления для каждой ступени:

- вычисляем значения , и для 1-ого участка колонны НКТ, примыкающего к устью скважины:

- вычисляем средние значения объёмных расходов и приведённых скоростей нефти и воды для 1-ого участка НКТ:

- вычисляем приближённо длину первого участка колонны НКТ, соответствующего перепаду ΔP₁, положив: ; ; ; , то есть допустив, что колонна НКТ на первом участке заполнена неподвижной смесью нефти и воды с водосодержанием .

- вычисляем расстояние от устья до середины участка ΔL₁:

Определяем приращение температуры потока продукции за счёт нагрева её теплом двигателя и насоса. Для этого предварительно оцениваем значения величин.

Находим (приближённо) водосодержание в насосе при b_н = b_{н. нас}

Вычисляем приближённо значение плотности жидкости в насосе:

- Вычисляем приближённо напор насоса при работе его в скважине:

- Вычисляем приближённо среднюю теплоёмкость жидкости в насосе:

Значение к.п.д. электродвигателя принимаем равным 0,76, так как с насосом группы 5 комплектуется двигатель диаметром 103 мм.

Для оценки значения к.п.д. насоса при работе в скважине сначала определяем значение номинального к.п.д. насоса группы 5, номинальная подача которого не меньше (равна или немного больше) среднего расхода продукции через насос, равного приближённо величине

По графику 2(а) определяем ближайший к данной подаче насос и КПД, соответствующий данной подаче:

Насос: 9ЭЦН5-40-1400

КПД: 0,85

Но поскольку температура продукции в насосе ниже T_пл и равна приближённо температуре в стволе скважины перед входом в насос

- вносим поправку на вязкость нефти по номограмме Льюиса и Сквайрса. Вязкость нефти в насосе при T = 341,9 К будет:

Находим вязкость жидкости в насосе:

Находим значение параметра B_µ , учитывающего влияние вязкости жидкости на к. п. д. насоса:

Так как , к. п. д. насоса при работе в скважине, будет

Теперь находим приращение температуры продукции от работы электродвигателя и насоса:

- Вычисляем температуру потока в НКТ на середине 1-ого участка, то есть на глубине L_нкт1=40,09 м:

- Вычисляем значение коэффициента сверхсжимаемости попутного газа в НКТ на глубине L_нкт1 = 40,09 м:

Выбираем выражение для расчёта коэффициента сверхсжимаемости углеводородной части попутного газа и, подставив значения T_при P_пр , находим:

Вычисляем z_а1:

Вычисляем z_1:

- Вычисляем объёмный расход газа через среднее сечение 1-ого участка колонны НКТ без слагаемого с сомножителем α_г и К_фн = К_фв =1, К_с =0,692, P_вх = 6,4 МПа:

- Вычисляем значение приведённой скорости газа, скорости жидкости и скорости ГЖС в среднем сечении1-ого участка НКТ:

- вычисляем значение первой и второй критической скорости потока:

- Определяем тип и структуру потока нефтеводогазовой смеси через среднее сечение 1-ого участка НКТ.

Так как и , то смесь относится к типу (Н+Г)/В и имеет капельно-пузырьковую структуру.

Вычисляем значения поверхностного натяжения между фазами ГЖС:

вычисляем температуру потока в НКТ на середине 1-ого участка:

- определяем поверхностное натяжение между фазами ГЖС

- вычисляем значение вязкости нефти при P_ср1 и T_пл:

По графику Льюиса и Сквайрса:

Вычисляем значение параметра A:

Определяем скорость сдвига:

- Находим кажущуюся вязкость жидкой части ГЖС, поскольку A>1:

- вычисляем истинное газосодержание ϕ_г1 :

- вычисляем истинную долю внутренней фазы (нефти) в потоке:

- вычисляем истинное водосодержание и нефтесодержание в ГЖС на участке 1:

вычисляем значение плотности попутного газа при P_ср1 = 1,864 МПа и T₁ = 290,2 К:

оцениваем кажущуюся вязкость ГЖС в среднем сечении 1-ого участка НКТ, приняв её равной кажущейся вязкости смеси нефти и воды в том же сечении:

- вычисляем значение числа Рейнольдса потока ГЖС:

определяем значение , поскольку полученное значение Re_см1 меньше 2000:

- вычисляем значение ΔL₁ во втором приближении:

Рассчитываем значения ΔL₂……ΔL₇, колонны НКТ аналогично расчёту ΔL₁ и определяем расстояние по оси скважины от её устья до сечения НКТ, в котором давление равно P_д.нас.

Результаты расчётов представлены на рис. 5.3.3.

Рисунок 5.3.3. Кривая распределения давления в эксплуатационной колонне и НКТ и газосодержания

Определяем давление в НКТ на глубине спуска насоса.

Получаем давление на глубине спуска насоса (на выходе из насоса)

Давление на выходе из насоса равно 17,2 МПа.

Давление, которое требуется для работы системы скважина - УЭЦН с заданным дебитом жидкости:

4.4 Подбор УЭЦН

Вычисляем среднюю температуру продукции в насосе:

где 907,52 - средняя плотность продукции (кг/м³) в насосе, принятая приближённо равной плотности жидкости в насосе.

Определяем среднеинтегральный расход жидкой части продукции через насос, принимая К_фн = 0,9; К_фв = 0,1; P_д.нас = 6,5 МПа:

Вычисляем среднеинтегральный расход свободного газа через насос.

Сначала находим значения А, В и z_ср в насосе:

А = 23,2; B = 2,52; z_ср = 1,28.

Вычисляем среднеинтегральный расход ГЖС через насос:

Вычисляем массовый расход через насос:

Вычисляем среднеинтегральную плотность продукции в насосе:

Вычисляем напор, который необходим для работы системы скважина - УЭЦН с заданным дебитом :

Определяем среднеинтегральное газосодержание в насосе:

Определяем кажущуюся вязкость жидкости в насосе при T_ср.н:

Вычисляем значение коэффициентов для учёта влияния вязкости на подачу и напор:

Вычисляем значение подачи и напора, которые должен иметь насос при работе на воде, чтобы расход ГЖС был , а напор соответственно:

Выбираем по из каталога продукции «NOVOMET» насос, который удовлетворял бы заданным условиям. Такой установкой является ВНН5-59-1950.

Рисунок 5.4.4. Характеристика одной ступени на воде насоса ВНН5-59-1950

Рисунок 5.4.5. Рабочая характеристика насоса ВНН5-59-1954

Проверяем, удовлетворяет ли насос условиям:

где - напор насоса по паспортной характеристике, соответствующий подаче .

- поправка, позволяющая пересчитать паспортный напор на так называемый вероятный напор насоса при его работе на воде.

Условия выполняются!

Определяем вероятное значение кпд насоса при работе на воде:

Находим кпд насоса при работе в скважине.

Предварительно оцениваем значение коэффициента , учитывающего влияние вязкости проходящей через насос продукции на кпд насоса.

Так как

то

Поэтому кпд насоса работающего в скважине будет:

Вычисляем мощность, которую будет потреблять насос при откачке скважинной продукции, по формуле:

Сопоставляем значение N_нсо значением номинальной мощности штатного двигателя N_дш. Проверяем, выполняется ли условие , где 1,3 - коэффициент запаса мощности двигателя в расчёте на увеличение его ресурса.

Так как и разность , больше одного шага в ряду номинальных мощностей погружных электродвигателей. Выбираем электродвигатель ПЭДН40-117-1250

Определяем минимально допустимую скорость потока в зазоре между стенкой эксплуатационной колонны скважины и корпусом двигателя и вычисляем минимально допустимый отбор жидкости из скважины (м³/сут) с точки зрения необходимой интенсивности охлаждения ПЭД.

Вычисляем глубину спуска насоса, исходя из возможности освоения скважины (в частности, после её промывки или глушения технологической жидкостью):

- минимально допустимое погружение (по вертикали) приемной сетки насоса под уровень жидкости в период освоения скважины, м. Принимаем

- давление в устьевом сечении межтрубного пространства скважины. Принимаем

- поправка на уменьшение К вследствие загрязнения призабойной части пласта попавшей в нее технологической жидкостью при промывке или глушении скважины.

- расстояние по вертикали от устья скважины до уровня жидкости в ней в период освоения:

Сопоставляем значения предварительно принятой глубины спуска насоса L_Н = 1720м и глубину L_ОСВ = 1468,5 м.

, то значение L_Н можно уменьшить вплоть до L_Н = (1+0,02)L_осв или оставить неизменным в зависимости от возможности обеспечения насосом заданного дебита жидкости при возможно меньшей глубине спуска насоса.

Т.к. , то глубину спуска насоса оставляем прежней L_Н = 1720 м.

Вычисляем напор, которым должен располагать подбираемый насос в период освоения скважины при работе с дебитом Q_охл по формуле:

Где H_сопр - потеря напора в метрах на преодоление трения и местных сопротивлений на пути движения жидкости от напорного патрубка насоса до выкидной линии скважины (при обычной конструкции колонны подъёмных труб только потерями на местные сопротивления можно пренебречь), определяемые по формуле:

В нашем случае:

Число Рейнольдса, принимая µ_тж = 0,0015 Па*с

Коэффициент гидравлического сопротивления:

Определяем по паспортной характеристике насоса его напор при подаче Q_охл и проверяем, выполняется ли условие:

; = 3203,2

Условие выполняется.

Определяем значение коэффициента быстроходности рабочей ступени выбранного насоса: для насоса ВНН5-59-1950 n_s = 81.

Вычисляем значение модифицированного числа Рейнольдса потока в каналах ступеней центробежного насоса по формуле:

Определяем относительную подачу насоса:

Вычисляем значение К_H_._Q для найденных выше и :

Из двух полученных значений берём наименьшее.

Определяем уточнённые значения подачи и напора

Проверяем, удовлетворяют ли найденные величины условиям:

;

Полученные значения удовлетворяют условиям.

Вычисляем значения

берём наименьший из них.

Определим разность между давлением, которое может создать насос с номинальным числом ступеней при работе в скважине на установившемся режиме с дебитом Q_жсу и давлением, достаточным для работы системы скважина - УЭЦН на этом режиме, по формуле:

Вычисляем значение отношения ΔP/P_с = 0,088.

Так как отношение ΔP/P_с>0,05, то давление которое насос способен развить при работе со среднеинтегральной подачей на скважине, превышает требуемое.

Выбираем один из двух возможных способов уменьшения подачи жидкости из скважины подобранным выше насосом до значения Q_жсу. Выбираем уменьшение числа ступеней в насосе.

Определяем число ступеней Δz, которое надо из насоса удалить, чтобы напор насоса с меньшим числом ступеней стал равным напору, требуемому скважиной. z_н - номинальное число ступеней в насосе.

Примечание. При корректировке напора насоса уменьшением числа ступеней необходимо следить за тем, чтобы напор насоса с уменьшенным числом ступеней, соответствующий подаче Q_охл, по его паспортной характеристике, удовлетворял неравенству после подстановки в него вместо величины

где - напор насоса с номинальным числом ступеней по паспортной характеристике при Q_охл = 17,732 м³/сут, - разница между паспортным и вероятным напорами насоса при номинальном числе ступеней.

z_н - номинальное число ступеней в насосе.

Подставляем в находим:

т. е. неравенство удовлетворяется.

Рисунок 5.4.6. Характеристика насоса ВНН5-59-1599 (с уменьшенным количеством ступеней z = 288)

Вычисляем мощность, потребляемую насосом при работе системы скважина - УЭЦН в установившемся режиме

Определяем отношение номинальной мощности выбранного электродвигателя к потребляемой насосом мощности

Условие выполняется. Значит выбранный ПЭД подходит под рассматриваемые скважинные условия.

.5 Результат подбора УЭЦН к скважине №701

№	Наименование параметров	Значение
1.	Дебит по жидкости, м3/с	33
2.	Обводнённость, доли ед.	0,6
3.	Типоразмер насоса	ВНН5-59-1950
4.	Тип электродвигателя	ПЭДН40-117-1250
5.	Глубина спуска насоса, м	1720
6.	Давление на приёме насоса, МПа	6,4
7.	Расходное газосодержание на приёме насоса	0,146
8.	Давление на выходе из насоса, МПа	17,2
9.	Буферное давление, МПа	1,4
10.	Забойное давление, МПа	7,4
11.	К.П.Д. насоса, %	25,7
12.	Мощность, потребляемая насосом, кВт	21,9

Результат подбора УЭЦН к скважине № 1188

№	Наименование параметров	Значение
1.	Дебит по жидкости, м3/с	52,4
2.	Обводнённость, доли ед.	0,3
3.	Типоразмер насоса	ЭЦН5-50-1100
4.	Тип электродвигателя	ПЭДН40-117-1250
5.	Глубина спуска насоса, м	1400
6.	Давление на приёме насоса, МПа	4,37
7.	Расходное газосодержание на приёме насоса	0,112
8.	Давление на выходе из насоса, МПа	13,59
9.	Буферное давление, МПа	1,4
10.	Забойное давление, МПа	7,4
11.	К.П.Д. насоса, %	38,5
12.	Мощность, потребляемая насосом, кВт	15,77

5. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

.1 Технико-экономические показатели работы предприятия

За 2012 год ОАО «СН-МНГ» было добыто 9 667,697 тыс. тонн нефти.

Добыча нефти по лицензионным участкам ОАО «СН-МНГ»

Источниками дохода ОАО «СН-МНГ» является реализация нефти, газа, нефтепродуктов и прочих товаров и услуг. В результате финансово-хозяйственной деятельности ОАО «СН-МНГ» получило выручку от реализации продукции в размере 124 542 385 тыс. руб., в том числе:

от реализации нефти и нефтепродуктов - 95 569 910 тыс. руб.

от продажи прочих товаров и услуг - 28 972 475 тыс. руб.

Прибыль от реализации по результатам 2012 года составила 19 722 820 тыс. руб. Сумма чистой прибыли после налогов и прочих обязательств составила 16 787 685 тыс. руб.

.2 Организационная структура ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

5.3 Расчёт экономической оценки проекта

В технической части диплома при использовании методики П.Д. Ляпкова были подобраны установки ЭЦН. Рассчитаем экономическую эффективность применения выбранного оборудования.

Методику расчета экономической эффективности рассмотрим на примере скважины №701 Втинского месторождения. Скважина работает с дебитом 12 при обводнённости 60 %. После проведения гидроразрыва пласта и установки нового насосного оборудования (подобранного по методике П.Д.Ляпкова) ожидаемый дебит жидкости составит 33 .

Расчёт экономической эффективности оптимизации работы скважин, оборудованных установками ЭЦН будем проводить за 1 год.

. Определим выручку от реализации продукции:

ВР=∆Q⋅Ц,

где ∆Q - дополнительная добыча нефти, т/год, определяемая по формуле:

∆Q=365∙∆∙∙(1-В)∙,

∆- прирост дебита скважины по жидкости, ;

- коэффициент эксплуатации скважины;

В - обводненность скважинной продукции, доли ед.;

- плотность нефти, т/;

Ц - действующая в расчетном году оптовая цена 1 тонны нефти, руб/т.

. Затраты вычисляются по формуле:

З=+К

- себестоимость нефти, руб/т.

Капитальные вложения К на осуществление оборудования скважин данными установками, вычисляются по формуле:

К=,

где - цена погружного электродвигателя, руб.; - цена электроцентробежного насоса, руб.

. Далее определяем экономический эффект мероприятия за счет увеличения добычи нефти ∆Q за 1 год.

=ВР-З.

Также определим экономический эффект мероприятия за счет экономии колонны НКТ и кабеля:

где и - глубина спуска оборудования при существующем и рекомендуемом режиме работы скважины.

Далее получаем суммарный экономический эффект:

Э= .

Таблица 6.3.1 Исходные данные к расчету скважины №441 Ватинского месторождения.

Цена электроцентробежного насоса		2224000	руб
Цена погружного электродвигателя		205000	руб
Цена насосно-компрессорных труб		600	руб/м
Цена кабеля		250	руб/м
Себестоимость нефти		3000	руб/т
Цена нефти	Ц	12000	руб/т
Обводнённость продукции	В	0,6
Плотность нефти		0,86	т/
Изменение среднесуточного дебита скважины по жидкости	∆q	21	т/сут
Коэффициент эксплуатации скважины		0,98

. ∆Q=365∙∆∙∙(1-В)∙=365∙21∙0,98∙(1-0,6)*0,86=2584,02 тонн.

ВР=∆Q⋅Ц=2584,02∙12000=31008297 руб.

. К==2224000+205000=2429000 руб.

=2584,02∙3000=7752060 руб.

З=+К=7752060+2429000=10181060 руб.

. =ВР-З=31008297-10181060=20827237 руб.

=( 1720-1812)*(600+250)=-78200 руб.

Э= =20827237-78200=20749037 руб.

Расчёт для скважины ведётся аналогично.

Таблица 6.3.2 Исходные данные к расчёту скважины №1188 Ватинского месторождения.

Цена электроцентробежного насоса	400000	руб.
Цена погружного электродвигателя	205000	руб.
Цена насосно - компрессорных труб	600	руб./м
Цена кабеля	250	руб./м
Себестоимость нефти	3000	руб./т
Цена нефти	12000	руб./т
Обводнённость продукции	0,30
Плотность нефти	0,86	т/м3
Изменение среднесуточного дебита скважины по жидкости	37,4	т/сут
Коэффициент эксплуатации скважин	0,98

Таблица 6.3.3 Результаты расчёта

№ скв.	Доп. добыча нефти, т/год	Доп. выручка, тыс.руб	Доп. затраты, тыс. руб	Эффект (прирост добычи), тыс.руб		Эффект (уменьш. глубины спуска), тыс.руб	Общий Эффект, тыс.руб
701	2548,02	31008,3	10181,06	20827,24		-78,2	20749,037
1188	8053,54	96642,52	24765,62	71876,9		-301,75	71575,15
					Общая сумма эффекта:		92324,18

Выводы:

1. По двум скважинам получен экономический эффект 92324,18 тыс.руб./год.

. Получен прирост добычи нефти.

. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

.1 Введение

Основное назначение охраны труда - создание на предприятиях условий, которые обеспечили бы полную безопасность производственных процессов, исключающих несчастные случаи и профессиональные заболевания, направлены были бы на всемерное облегчение труда и наилучшую санитарно - гигиеническую обстановку на производстве.

В современной нефтяной и газовой промышленности большое значение приобретает безопасность и экологичность действующих производств и процессов протекающих на различных предприятиях нефтегазопереработки.

Под безопасностью понимается такое состояние деятельности (труда), при котором с некоторой вероятностью (риском) исключается реализация потенциальных опасностей.

Риск возникновения техногенных катастроф и аварий и масштабы их последствий напрямую зависят от интенсификации производства, роста энергетической мощности единичных производственных объектов, своевременности обновления технологий и оборудования, обостряющихся противоречий между темпами прогресса и подготовки специалистов. Все эти факторы и тенденции следует рассматривать как важнейшие предпосылки негативного влияния техносферы на окружающую среду и человека, причем влияние в виде экстремальных ситуаций - техногенных катастроф и аварий.

Основные причины аварий и травматизма на производстве - грубейшее нарушение специалистами и персоналом требований правил безопасности, отступления от установленных технологий и регламентов, неверные инженерные решения, а также конструктивные недостатки и неисправности оборудования.

Таким образом, можно говорить об актуальности проблем обеспечения производственной безопасности.

.2 Анализ условий труда на Ватинском месторождении

В данной работе рассматривается рабочее место оператора по добыче нефти и газа скважин. В обязанности оператора входит:

- ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти;

- осуществление работ по поддержанию заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок;

- очистка насосно-компрессорных труб в скважине от парафина и смол;

- замер дебита скважин на автоматизированной групповой замерной установке;

- расшифровка показаний приборов контроля и автоматики;

- техническое обслуживание коммуникаций газлифтных скважин;

- снятие показаний приборов, измеряющих параметры работы газопровода, расчет расхода газа и жидкости, ведение режимных листов работы участка, цеха.

Опасные и вредные производственные факторы

а) Токсичные вещества

Химические опасные и вредные производственные факторы по

характеру воздействия на организм человека подразделяются на:

токсичные;

раздражающие;

сенсибилизирующие;

канцерогенные;

мутагенные.

В соответствии с Гигиеническими нормативами 2.2.5.1313-03 «ПДК вредных веществ в воздухе рабочей зоны» с дополнениями и изменениями от 24 декабря 2003г., 30 июля 2007г., 22 января 2009г., 3 сентября 2009г., 25 октября 2010г. содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций.

Таблица 7.2.1.1. Токсичные и пожароопасные свойства применяемых веществ

Характеристика	Наименование веществ
	Метан СН4	Окись углерода СО	Нефть	Сероводород H2S
Плотность по воздуху, г/см3	0.5543	0.967	3.5	1.191
ПДК в воздухе м.р./с.с., мг/м	7000	20	10	10
Действие на организм	В больших количествах обладает наркотическим действием	Обладает общеядовитым свойством	Обладает наркотическими свойствами	Сильный и весьма опасный нервный яд
Температура вспышки, 0С	-	-	-40 - 17	-
Температура самовоспламенения, 0С	537	610	270-320	246
Концентрационные пределы воспламенения	5-15	12,5-74	1,26-6,5	4,3-46
Класс опасности в соотв. ГОСТ 12.1.007.76	2	4	4	2

Во всех помещениях, в которых работа связана с вредными веществами, должны быть разработаны нормативно-технические документы по безопасности труда при производстве, применении и хранении вредных веществ, а также выполнены комплексы организационно-технических, санитарно-гигиенических и медико-биологических мероприятий.

Согласно протоколам исследования воздуха на содержание вредных веществ условия труда соответствуют допустимым значениям.

б) Метеоусловия на рабочих местах, их особенности

Условия труда на нефтяных промыслах Западной Сибири имеют свои особенности в связи с суровыми климатическими условиями. Климат района резко континентальный: холодная зима с сильными ветрами и холодное лето.

Работа оператора связана с ходьбой (перемещением по кустовой площадке, линии трубопроводов) и переноской тяжестей до 10 кг и сопровождающиеся умеренным физическим напряжением и поэтому относится к категории IIб, с интенсивностью энергозатрат в 201-250 ккал/ч (233 - 290 Вт). Оптимальные и допустимые показатели микроклимата для объекта приведены в таблице 7.2.1.2.

Таблица 7.2.1.2. Оптимальные и допустимые нормы температуры, относительной влажности и скорости движения воздуха в рабочей зоне производственных помещений ГОСТ 12.1.005-88 и СанПиН 2.2.4.548-96

Точка замера	Категория работ	Параметры микроклимата
		Температура воздуха, °С			Влажность, %			Скорость движения воздуха, м/с
		фактическая	допустимая	оптимальная	фактическая	допустимая	оптимальная	фактическая	допустимая	оптимальная
Холодный период
операторная		21	15-22	17-19	25	15-75	40-60	0,1	0,1	0,1
Теплый период
операторная	IIб	22	16-27	19-21	41	15-75	40-60	0,1	0,1	0,1

в) Производственное освещение

Количество естественного света от погодных условий, времени года и суток. Недостаток естественного света возмещается искусственным освещением.

Искусственное освещение нормируется в соответствии со СНиП 23.05-95 "Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования".

На территории кустов скважин искусственное освещение не установлено, что создается трудности в темное время суток. В АГЗУ применяются искусственное освещение. Освещение производится лампами обеспечивающими взрыво- и пожароопасность.

Минимальная освещенность в АГЗУ составляет 75 лк.

Разряд зрительной работы определяется в зависимости от характеристики зрительной работы в соответствии со СНиП 23.05-95 (таблица 7.2.1.3).

Таблица 7.2.1.3 Разряды зрительной работы (СНиП 23.05-95)

В должностные обязанности оператора по добыче нефти и газа входит контроль за измерением дебитов добывающих скважин, который осуществляется с помощью АГЗУ. Так как замеры дебитов в АГЗУ длительны по времени, то значения разряда по нормам будет VIII (таблица 7.2.1.4). Однако некоторую часть рабочего времени оператор ДНГ, проводит в операторной и поэтому для данного места работы значение разряда по нормам будет IV. (Таблица 7.2.1.3.)

Таблица 7.2.1.4. Нормы освещенности при искусственном освещении КЕО (для III пояса светового климата РФ) при естественном и совмещенном освещении (СНиП 23.05-95)

Наименование измеряемых параметров, рабочей поверхности	Фактическое значение	Значение по нормам	Класс условий труда	Время пребывания
Операторная		разряд - IV	2,0	25
КЕО,%	0,63	0,5	2,0
Освещенность(общая),лк	238	200	2,0
Коэффициент пульсации,%	4,6	20	2,0
АГЗУ		разряд - VIII		25
КЕО,%	0,55	0,5	2,0
Освещенность(общая),лк	102	20	2,0

г) Шум и вибрация

Допустимые уровни шума, вибраций, инфра- и ультразвука в производственных помещениях, рабочих местах и на территории предприятия определяются в соответствии с санитарными нормами допустимых уровней на рабочих местах.

Высокие уровни шума в сочетании с другими вредными факторами производства, такими как повышенная температура воздуха, вибрация, инфразвук, очень резко снижают работоспособность человека, могут приводить к повреждению слуха у работников промышленных предприятий, к нарушению регулирующей функции нервной и сердечно-сосудистой систем, к возникновению головных болей, вызывают язвенную болезнь желудка.

Источниками шума на объекте являются технологическое и электрическое оборудование, трубопроводы. Согласно требованиям санитарных норм СН 2.2.4/2.1.8.562-96 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданиях и на территории жилой застройки» и ГОСТ 12.1.003-83 «ССБТ. Шум. Общие требования безопасности», уровень звука на постоянных рабочих местах, в производственных помещениях и на пром.площадке не должен превышать 75 дБА.

Таблица 7.2.1.5.

Допустимые значения шума (СН 2.2.4/2.1.8.562-96)

Характеристика помещений	Уровни звукового давления в дБ в октановых полосах со среднегеометрическими частотами								Уровни звука и эквивалентные уровни звука, дБА
	31,5	63	125	250	500	1000	2000	4000
Постоянные рабочие места и рабочие зоны в производственных помещениях и на предприятиях	107	95	87	82	78	75	73	71	80

При превышении предельных значений уровня звука все работники обеспечиваются средствами индивидуальной защиты, согласно ГОСТ 12.1.029-80 «Средства и методы защиты от шума».

В соответствии с ГОСТ 12.1012-90 «ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования», действие вибрации на обслуживающий персонал объекта незначительно.

Для обеспечения вибрационной безопасности труда осуществляется контроль соблюдения норм и требований, установленных ГОСТ 12.1.012-90 «ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования» и СН 2.2.4/2.1.82.566-96 «Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий».

Таблица 7.2.1.6. Допустимые уровни вибрации (СН 2.2.4/2.1.8.566-96)

Среднегеометрические частоты, Гц	Амплитуда перемещения, мм	Среднеквадратичная колебательная скорость
		мм/с	дБ к 5*10-5 мм/с
2	1,28	11,2	107
4	0,28	5	100
8	0,056	2	92
16	0,028	2	92
31,5	0,014	2	92
63	0,0072	2	92

Согласно ССБТ ГОСТ 12.1.012-90 используют следующие методы и средства защиты от вибраций:

1. Применение виброизоляции - защита с помощью устройств, помещённых между источником возбуждения и защищаемым объектом;

2. Применение вибродемпфирования - превращение энергии механического колебания в тепловую энергию;

. Снижение вибрации на пути её распространения введением рёбер жёсткости и изменения конструкции несущих систем механизмов;

. Динамическое гашение колебаний - присоединение к защищаемому объекту системы, реакции которой уменьшают размах вибрации объекта в точках присоединения системы.

д) Опасность поражения электрическим током

Обеспечение безопасности работы с электричеством должны соответствовать «Правилам устройства электроустановок. Издание 7» (ПУЭ-7), ГОСТ 12.1.019-79.

Монтаж, наладка, испытание и эксплуатация электрооборудования и нефтепромысловых установок должны проводиться в соответствии с требованиями ПТБ при эксплуатации электроустановок потребителей. Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования погружных центробежных насосов, осмотр, ремонт и наладку его должен производить электротехнический персонал. Неэлектротехническому персоналу (операторам, мастерам) разрешается только пуск и остановка электронасосов. Проверка надежности крепления аппаратов, контактов наземного электрооборудования и другие работы, связанные с прикосновением к токоведущим частям, осуществляются только при выключенной установке, выключенном рубильнике и со снятыми предохранителями. Установка включается и выключается нажатием кнопки «Пуск» и «Стоп» или поворотом пакетного переключателя, расположенных на наружной стороне двери станции управления.

Кабель КРБП от станции управления до устья скважины прокладывается на специальных опорах на расстоянии не менее 0,4 м от поверхности земли. Прокладывать кабель со стороны мостков и в местах установки подъемных агрегатов и спецтехники запрещается. Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке. Сопротивление изоляции установки измеряется мегомметром напряжением до 1 кВ.

Подключение бригад текущего ремонта скважин осуществляется напряжением не более 380 В через станцию управления с применением 4-х контактного разъема с заземляющим контактом и при отключенных автоматах, снятой нагрузке и заземленном оборудовании.

Заземляющие устройства должны обеспечивать безопасность людей и защиту электрооборудования, а также эксплуатационные режимы работы. В качестве заземлителя для электрооборудования УЭЦН и бригад ПРС должен быть использован кондуктор или техническая колонна любой скважины куста. Заземлению подлежат:

- корпус трансформатора и станции управления, а также броня кабеля;

- металлические основания вагон-домиков и оборудование бригад;

стальные трубы и другие конструкции, связанные с установкой электрооборудования;

металлические корпуса передвижных и переносных электроприемников.

Заземляющие проводники и заземляющие магистрали должны быть выполнены из катанки диаметром не менее 6 мм или из гибких проводов. Они прокладываются по поверхности для удобства контроля за их состоянием и соединяются с заземлителем сваркой или надежным болтовым соединением. После монтажа заземления производится измерение сопротивления заземляющего устройства, и результаты оформляются протоколом.

Для обеспечения безопасности людей и сохранности зданий и других сооружений от разрушений, загорания, взрывов при прямых ударах молнии должна устраиваться молниезащита. Она может быть выполнена стержневым или тросовым молниеотводом. Перед приемкой молниезащитных устройств на кустах скважин организации должна быть передана следующая документация:

- технический проект молниезащиты, утвержденный соответствующей организацией и согласованной с энергоснабжающей организацией и инспекцией противопожарной охраны;

- протоколы измерения сопротивлений заземлений грозозащитных устройств.

Во время грозы запрещается находиться на расстоянии ближе 10 м от заземляющих устройств молниезащиты.

е) Факторы производственного процесса: тяжесть и напряженность труда

К факторам, характеризующим напряженность труда, в соответствии с Руководством 2.2.2006-05 «Гигиенические критерии оценки и классификация условия труда по показателям вредности и опасности факторов производственной среды, тяжести и напряженности трудового процесса» относятся интеллектуальные нагрузки, сенсорные нагрузки, эмоциональные нагрузки, степень монотонности нагрузки, режим работы. Напряженность трудового процесса оператора по ДНГ заключается: в интеллектуальных нагрузках (обработка, выполнение и проверка задания, операции по решению простых задач по инструкции), эмоциональных нагрузках. Тяжесть трудового процесса оператора по ДНГ заключается; в перемещении с одного места на другое, частая смена рабочего положения тела. Трудовой процесс оператора по ДНГ относится к категории 1 степени тяжелого труда и средней степени напряженности.

ж) Электромагнитное излучение

Источником электромагнитных полей (ЭМП) на рабочем месте оператора является ПЭВМ. Параметры ЭМП приведены в таблице 7.2.1.7 Измерение параметров ЭМП производилось на расстоянии 0,5 м от источника ЭМП. Измеренные параметры ЭМП не соответствуют требованиям СанПиН 2.2.2./2.4.1340-03 «Гигиенические требования к персональным электронно-вычислительным машинам и организации работы». Значение напряженности электрического поля в диапазоне частот 5 Гц - 2 кГц превышает ВДУ из-за отсутствия зануления аппаратуры ПЭВМ. Поверхностный электростатический потенциал экрана видеодисплея превышает ВДУ из-за механических повреждений. Остальные параметры ЭМП в пределах нормы.

Таблица 7.2.1.7. Параметры электромагнитных полей, создаваемых ПЭВМ.

Параметр	Диапазон частот	Высота от пола, м	Фактическое значение	Временный допустимый уровень (ВДУ)
Напряженность электрического поля, В/м	5 Гц - 2 кГц	0,5	120	25
		1	169
		1,5	134
	2 - 400 кГц	0,5	0,28	25
		1	0,28
		1,5	0,19
Плотность магнитного потока, нТл	5 Гц - 2 кГц	0,5	10	250
		1	40
		1,5	20
	2 - 400 кГц	0,5	1	25
		1	3
		1,5	1
Напряженность электростатического поля, В/м	-	0,5	1000	15000
		1	1376
		1,5	1239
Электростатич-й потенциал экрана видеомонитора, В	-	-	947	500

Для устранения несоответствий необходимо произвести зануление аппаратуры ПЭВМ и заменить монитор на более современный.

Средства индивидуальной защиты.

К средствам индивидуальной защиты на промыслах относятся: спецодежда, головные уборы, спецобувь, перчатки, приспособления для защиты органов дыхания, зрения и слуха (противогазы, респираторы, очки и антифоны), предохранительные пояса.

Для оператора добычи нефти и газа, согласно «Типовым нормам бесплатной выдачи сертифицированных специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты работникам, занятым на работах с вредными и (или) опасными условиями труда, а также на работах, выполняемых в особых температурных условиях или связанных с загрязнением, в организациях нефтегазового комплекса», утвержденный приказом Минздравсоцразвития России от 06.07.05 № 443, выдаются следующие СИЗ:

· Спецодежда: костюм для защиты от воды из синтетической ткани с пленочным покрытием; костюм из смесовых тканей для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий или костюм из х/б ткани с огнезащитной пропиткой или из огнестойкой ткани на основе полиарамидных волокон; костюм противоэнцефалитный;

· Средства защиты ног: ботинки кожаные с жестким подноском или сапоги кожаные с жестким подноском; сапоги резиновые с жестким подноском или сапоги резиновые болотные с жестким подноском;

· Средства защиты рук: перчатки с полимерным покрытием; перчатки резиновые;

· Средства защиты головы: каска защитная; подшлемник под каску (с однослойным или трехслойным утеплителем);

· Средства индивидуальной защиты органов дыхания: полумаска с противогазовыми фильтрами;

· Средства защиты глаз: очки защитные открытые.

Обеспечение пожарной безопасности.

В целях обеспечения взрывопожаробезопасности в зоне обслуживания запрещается:

. Отогревать замерзшее оборудование, арматуру, трубопроводы открытым огнем. Для этих целей разрешается использовать только пар или горячую воду;

. Пользоваться открытым огнем для освещения мест с возможным скоплением взрывоопасной газовоздушной смеси.

. Разбрасывать по территории обслуживаемых объектов и в производственных помещениях промасленный материал;

. Загромождать в рабочей зоне подъезды и подходы к средствам пожаротушения и обслуживаемым объектам;

. Использовать средства пожаротушения не по назначению;

Категории помещений по взрывопожарной и пожарной опасности принимаются в соответствии с СП 12.13130.2009 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности» (Таблица 7.2.3.1).

Таблица 7.2.3.1

Категория помещения	Характеристика веществ и материалов, находящихся (образовавшихся) в помещении
А взрывопожароопасная	Горючие газы, легковоспламеняющиеся жидкости с температурой вспышки не более 28°С в таком количестве, что могут образовывать взрывоопасные парогазовоздушные смеси, при воспламенении которых развивается расчетное избыточное давление взрыва в помещении, превышающее 5 кПа. Вещества и материалы, способные взрываться и гореть при взаимодействии с водой, кислородом воздуха или друг с другом в таком количестве, что расчетное избыточное давление взрыва в помещении превышает 5 кПа.
Б Взрывопожароопасная	Горючие пыли или волокна, легковоспламеняющиеся жидкости с температурой вспышки более 28 °С, горючие жидкости в током колечестве, что могут образовывать взрывоопасные пылевоздушные или паровоздушные смеси, при воспламенении которых развивается расчетное избыточное давление взрыва в помещении, превышающее 5 кПа.
В1-В4 Пожароопасные	Горючие и трудногорючие жидкости, твердые горючие и трудногорючие вещества и материалы (в том числе пыли и волокна), вещества и материалы, способные к взаимодействию с водой, кислородом воздуха или друг с другом только гореть, при условии, что помещения, в которых они имеются в наличии или обращаются, не относятся к категориям А или Б.
Г	Негорючие вещества и материалы в горячем, раскаленном или расплавленном состоянии, процесс обработки которых сопровождается выделением лучистого тепла, искр и пламени; горючие газы, жидкости и твердые вещества, которые сжигаются или утилизируются в качестве топлива.
Д	Негорючие вещества и материалы в холодном состоянии

В соответствии с таблицей 7.2.3.1 помещению присваивается категория А по взрывопожаробезопасности.

6.3 Комплекс мер по охране окружающей среды

Источники загрязнения недр и окружающей среды.

Основным источником загрязнения окружающей среды ( атмосферы, почв, поверхностных и подземных вод питьевого назначения в нефтегазодобывающей промышленности ) являются надземные и подземные сооружения.

На распространение очагов загрязнения влияют ряд факторов:

· физико-географические условия;

· геолого-гидродинамические условия;

· характер размещения нефтепромысловых сооружений и их состояние;

· особенности разработки нефтеносных объектов и др.

Для минимизации воздействия на поверхностные воды при реализации технологических решений материалами данного проектного документа рекомендованы следующие природоохранные мероприятия:

отсутствие пересечений с водотоками;

исключение размещение любых объектов нефтегазодобычи (площадочных и линейных) в акватории и в прибрежной зоне водоемов (водоохранных зонах и прибрежных полосах).

исключение забора воды из поверхностных водоемов для нужд разработки месторождения;

предупреждение загрязнения минерализованными подтоварными водами обеспечивается мероприятиями, заложенными в технологических решениях по конструкции эксплуатационных скважин;

использование ингибиторов коррозии, повышающих эксплуатационные возможности трубопроводов;

применение антикоррозионной (внутренней и внешней) защиты нефтесборных трубопроводов и высоконапорных водоводов, выполненным в заводских условиях, или с применением стали повышенной коррозийной устойчивости.

Для предотвращения загрязнения окружающей среды недропользователю рекомендуется проведение следующих мероприятий:

сооружение под всей площадью основания буровой площадки противофильтрационного экрана;

создание трубчатого дренажа из труб с фильтром;

прокладка трубопроводов с верховой стороны автодороги;

строительство шламовых амбаров с гидроизоляционным слоем;

закрытая система сбора и транспорта нефти и воды;

применение антикоррозионной (внутренней и внешней) защиты нефтесборных трубопроводов;

автоматическое отключение насосов, перекачивающих водонефтяную жидкость, при падении давления в трубопроводе и установка запорной арматуры для отключения участка трубопровода в случае его порыва;

выполнение из сборных бетонных плит, ограждение бордюрным камнем площадок размещения технологического оборудования;

обеспечение всех технологических площадок дождеприемными колодцами, через которые загрязненные дождевые стоки и разлившаяся при аварии жидкость стекает в закрытую сеть производственно-дождевой канализации с последующей утилизацией;

по периметру площадки скважины предусмотреть обвалование, устройство приустьевых площадок для сбора возможных утечек с сальников фонтанной арматуры и загрязненного поверхностного стока, со сбросом в дренажно-канализационную емкость, с дальнейшей закачкой в систему нефтесбора;

для разделения и переключения потоков рабочей жидкости, для производства обслуживания и ремонта, а также уменьшения отрицательного воздействия на окружающую среду в случае аварии, пpeдуcмoтpeть уcтaнoвку зaпopнoй apмaтуpы. В местах установки запорной арматуры предусмотреть площадки для ее обслуживания. Узлы принять в надземном исполнении, предусматривающем заземление и ограждение.

Для локализации и ликвидации малого количества разлитой нефти на предприятии имеется необходимая техника: экскаваторы, вакуум-бочки и самосвалы.

Мероприятия по охране недр и окружающей среды.

Восстановление почвенного покрова, загрязнённого нефтью, одна из сложных задач по рекультивации земель, тем более земель северного лета. Тундра крайне медленно восстанавливает нарушенный растительный покров.

Особое внимание необходимо обращать на аварийные разливы нефти, поскольку они происходят мгновенно и неожиданно и, в отличии от постоянного загрязнения, связанного с проникновением нефти в сравнительно небольших количествах, исключают возможность адаптации природной среды в суровых северных условиях.

Специалисты нефтедобывающего предприятия внимательно изучают возможности покупки предложенного оборудования по ликвидации разливов нефти и наиболее эффективных сорбентов, которые не будут засорять природную среду после обработки на нефтяных порывах. Эти бактериологические препараты не должны влиять на природные торфяные бактерии, сорбционные зоны, нефтесборщики и другое оборудование.

Однако, даже при отсутствии необходимого оборудования сразу же после аварии принимаются действенные меры по ликвидации его последствий.

С принятием «Закона о недрах» возникла необходимость получения лицензии на право добычи подземных вод. Проводится большая работа по инвентаризации всех артезианских скважин.

В области охраны атмосферного воздуха разработана программа полного использования лёгкого углеводородного сырья, которая позволит довести уровень использования попутного газа до 92 процентов.

Чтобы улучшить систему экологии необходимо переоснащение имеющегося оборудования для добычи нефти, а так же внедрение современных методов защиты окружающей среды. Для этого существуют следующие мероприятия:

· технический метод - рекультивация;

· биологические методы;

· фиторекультивация с обязательным восстановлением флоры.

Охрана недр и окружающей среды в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» осуществляется на основании требований «Правил охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами», «Закона РСФСР об охране атмосферного воздуха», «Положения об охране подземных вод», «Положения об охране рыбных запасов и регулировании рыболовства в водоёмах», а также требований других нормативных документов.

В целях охраны атмосферного воздуха предусмотрены следующие мероприятия:

· система сбора и транспорта нефти и газа герметизирована;

· сбор газа и нефти с предохранительных клапанов осуществляется подачей на факел аварийного сжигания газа;

· применение для компенсирования газа компрессоров с электроприводом;

· утилизация нефтяного газа.

Для предотвращения загрязнения поверхностных и подземных вод необходимо:

· не допустить неорганизованного сброса в водоемы предприятиями, населенными пунктами неочищенных сточных вод (даже краткосрочно), все сточные воды должны подаваться на очистные сооружения закрытого типа, где температура воды не должна опускаться ниже 20 ⁰С в зимний период, выпуски сточных вод должны быть рассредоточены;

· строить в автохозяйствах мойки транспорта, с целью предупреждения неорганизованного водопользования;

· на товарных парках нефтяных промыслов собирать и вновь закачивать в пласт подтоварную воду;

· соблюдать технические требования по эксплуатации промысловых трубопроводов, проводить профилактические мероприятия, предотвращающие прорывы труб;

· хозяйственно-бытовые сточные воды в очистных сооружениях должны обеззараживаться, а их температура на стадии биологической очистки должна быть не ниже 20 ⁰С;

· обваловка баз ГСМ должна быть выполнена из природного грунта и забетонирована, как и сама площадка, в пределах площадки необходима емкость для сбора аварийно разлившихся нефтепродуктов.

Для нейтрализации или снижения негативного воздействия на гидросферу предусматривают:

· создание специальных гидротехнических сооружений, направленных на осушение обводняемых территорий или, наоборот, на восполнение подземных вод в пределах образуемой депрессионной воронки;

· создание противофильтрационных экранов и завес;

· регулярные наблюдения за уровнями и качеством подземных вод;

· выделение и соблюдение зон санитарной охраны.

В целях охраны растительного и животного мира следует обеспечить неприкосновенность участков, представляющих определенную ценность в качестве среды произрастания уникальных растений и природных растительных сообществ. Необходимо соблюдать законодательные и санитарно-гигиенические нормы к основным группам леса в соответствии с требованиями "Лесного кодекса Российской Федерации" и Закона РФ "Об охране окружающей среды". В состав мероприятий по предупреждению ущерба и восстановлению мест обитания рыбы при необходимости предусматривается:

· строительство рыбопропускных сооружений при плотинах на водотоках, имеющих рыбохозяйственное значение;

· восстановление нарушенных участков и нерестилищ.

.4 Инженерные решения и предложения по обеспечению безопасности, охране труда и охране окружающей среды на производственном объекте

Нефтедобывающая промышленность постоянно нуждается в насосах для отбора из скважин большого количества жидкости. Наиболее приспособлены для этих целей динамические лопастные насосы. Из лопастных насосов наибольшее распространение получили насосы с рабочими колёсами центробежного типа, т.е. установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН).

Скважинный центробежный насос приводится в действие электродвигателем. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор и станцию управления по специальному кабелю, прикреплённому с наружной поверхности НКТ, подаётся на электродвигатель. ЭЦН подаёт жидкость по НКТ на поверхность.

Основные опасности для людей, связаны с эксплуатацией электрооборудования, монтажом (демонтажом) установок.

В данном дипломном проекте производится подбор УЭЦН к скважине Ватинского месторождения. Я выбрал задачу, связанную с устранением опасности при эксплуатации электрооборудования. Чтобы предотвратить опасность поражения электрическим током человека, нужно сделать защитное заземление.

Рассчитать конструкцию комбинированного выносного заземляющего устройства, предназначенного для электроустановки напряжением 380 В с изолированной нейтралью, питающейся от трансформатора мощностью 160 кВА. Грунт - глина, климатический район расположения объекта - I. В качестве электроустановки берётся трансформатор типа ТМПН-160/1900-73У1.

Расчёт:

1.Согласно ПУЭ (правило устройства электроустановок) допустимое сопротивление заземления электроустановки напряжением до 1000 В, питающейся от трансформатора мощностью 160 кВА, должно быть не более 4,0 Ом (таблица 7.4.1.)

Таблица 7.4.1 Минимально допустимые значения сечения сопротивлений заземлений согласно ПУЭ

№ п/п	Характеристика установок	Наибольшее допустимое сопротивление заземления, Ом
	Установки напряжением до 1000 В
1.	Установки с глухим заземлением нейтрали: а) заземление нейтрали генераторов и трансформаторов мощностью 100 кВА и ниже; б) то же мощностью более 100 кВА; в) повторное заземление нулевого провода; г) то же в сетях, для которых допущено сопротивление заземления нейтрали генераторов и трансформаторов 10 Ом.	10 4 10 30 при числе заземлений не менее3
2.	Защитное заземление в установках с изолированной нейтралью: а) при помощи генераторов и трансформаторов 100 кВА и менее; б) и стальных случаях.	10 4

. Согласно заданию принимаем комбинированное заземляющее устройство:

а) электроды вертикальные из стальных газопроводных труб диаметром 60 мм при толщине стенки 3,5 мм и длине 3,5 м. Расстояние между электродами ;

б) соединительная полоса из полосовой стали шириной 30 мм, толщиной 4мм; глубина заложения - ;

в) заземляющие проводники из полосовой стали шириной 30 мм, толщиной 4 мм, что удовлетворяет существующим требованиям.

. Сопротивление вертикального грубчатого электрода:

.Примерное количество необходимых вертикальных электродов:

; принимаем 3.

.Сопротивление растеканию тока принятого количества вертикальных заземлителей с учётом коэффициента их использования:

.Длина полосы связи для условий комбинированного заземления:

.Сопротивление полосы связи растеканию электрического тока в грунт:

.Сопротивление растеканию тока заземляющего устройства:

что почти в 1,5 раза превышает допустимую величину.

Для того чтобы проектируемое заземляющее устройство удовлетворяло существующим требованиям ПУЭ, увеличиваем количество электродов. С увеличением количества электродов уменьшаются коэффициенты их использования.

Принимаем , тогда

Таким образом. .

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Данный дипломный проект посвящён повышению эффективности скважинной добычи нефти для условий Ватинского месторождения.

В расчётной части данного дипломного проекта произведён расчёт проектирования процесса гидравлического разрыва пласта и подбор погружных электроцентробежных насосов после проведения ГРП на скважинах №701 и №1188 Ватинского месторождения.

Подбор оборудования производился для двух скважин по методике П.Д. Ляпкова.

В экономической части данного дипломного проекта показан положительный результат от проведения предложенных мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи нефти.

Также были рассмотрены вопросы безопасности жизнедеятельности и экологии для условий Ватинского месторождения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. - М.: 2003 г.

.Мищенко И.Т. Расчёты в добыче нефти: Учебное пособие для техникумов. - М.: Недра, 1989 г. - 245 с.: ил.

.Ляпков П.Д. Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине. - М.: 1987 г.

.Фомочкин А.В., Проскуров А.П., Чемакин Н.М., Голубев Ю.Д. и др. Сборник задач по охране труда в нефтяной и газовой промышленности. Часть I. Под ред. Б.Е. Прусенко. - М.: 1989 г.

Повышение эффективности скважинной добычи нефти на Ватинском месторождении

Повышение эффективности скважинной добычи нефти на Ватинском месторождении

ВВЕДЕНИЕ

. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

.1 Общие сведения о Ватинском месторождении

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.3 Тектоническое строение

.4 Нефтеносность продуктивных пластов

1.5 Свойство и состав пластовых флюидов

1.6 Запасы нефти и растворённого газа

2. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ВАТИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

.1 Основные этапы проектирования разработки Ватинского месторождения

2.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения

2.3 Анализ эффективности, применяемых методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов

. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Гидравлический разрыв пласта

.2 Технологические основы гидравлического разрыва пласта

3.3 Типы жидкостей разрыва

3.4 Расклинивающие материалы (проппанты)

Размеры и однородность

Прочность

Термохимическая стабильность

Стоимость

Керамические проппанты

Керамики промежуточной плотности

Керамики низкой плотности

3.5 Техника для проведения ГРП

3.6 Эксплуатация скважин УЭЦН

4. РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ

.1 Проектирование процесса гидравлического разрыва пласта на скважине № 701 Ватинского месторождения

Расчёт параметров вертикальной трещины после ГРП нефильтрующейся жидкостью

4.2 Подбор УЭЦН к скважине №701 Ватинского месторождения

4.3 Выбор типоразмера и глубины спуска УЭЦН в скважину

4.4 Подбор УЭЦН

5. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

.1 Технико-экономические показатели работы предприятия

5.3 Расчёт экономической оценки проекта

. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

.1 Введение

.2 Анализ условий труда на Ватинском месторождении

Опасные и вредные производственные факторы

а) Токсичные вещества

б) Метеоусловия на рабочих местах, их особенности

в) Производственное освещение

г) Шум и вибрация

д) Опасность поражения электрическим током

е) Факторы производственного процесса: тяжесть и напряженность труда

Средства индивидуальной защиты.

Обеспечение пожарной безопасности.

6.3 Комплекс мер по охране окружающей среды

Источники загрязнения недр и окружающей среды.

Мероприятия по охране недр и окружающей среды.

.4 Инженерные решения и предложения по обеспечению безопасности, охране труда и охране окружающей среды на производственном объекте

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Похожие работы на - Повышение эффективности скважинной добычи нефти на Ватинском месторождении