Гидравлический разрыв пласта на Когалымском месторождении ЗАО 'ЛУКОЙЛ АИК'

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    288,13 Кб
  • Опубликовано:
    2015-05-31
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Гидравлический разрыв пласта на Когалымском месторождении ЗАО 'ЛУКОЙЛ АИК'

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

.1 Характеристика района работ

.2 История освоения месторождения

. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Геологическое строение месторождения

.1.1 Тектоническое строение месторождения

.2 Краткая характеристика продуктивного пласта БС11

.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Основные проектные решения по разработке Когалымского месторождения

.2 Текущее состояние разработки

.2.1 Добыча флюида

.2.2 Закачка воды

.3 Текущее состояние заводнения на Когалымском месторождении

.4 Фонд скважин

. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Применение ГРП в отечественной и зарубежной практике

.2 Оборудование, применяемое для ГРП

.3 Состав комплекса специальной техники применяемой СП "Катконефть»

.4 Подземное оборудование, применяемое для проведения ГРП

.5 Жидкость разрыва и расклинивающий агент при ГРП

.5.1 Жидкость применяемая при ГРП

.5.2 Пески применяемые при ГРП

. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

.1 Выбор скважины для ГРП

.2 Описание технологии ГРП

.2.1 Геофизические работы перед ГРП

.2.2 Основные виды процесса ГРП

.3 Наименование работ, выполняемых для подготовки скважины к ГРП

.4 Наземные операции и технология проведения ГРП СП "Катконефть"

.5 Наименование работ, выполняемых для освоения скважин после ГРП

.6 Расчет основных параметров ГРП

.6.1 Расчет ГРП пласта 2БС11 на скважине 1035 куста 28

.7 Диаграмма основных показателей ГРП

.8 Определение интервалов продуктивной мощности после ГРП

.9 Анализ эффективности ГРП

. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

.1 Анализ экологической ситуации по ТПП «КНГ»

.2 Мониторинг окружающей среды

. РЕКОМЕНДАЦИИ

Список используемой литературы

Введение

гидравлический разрыв пласт месторождение

Нефтегазодобывающая промышленность занимает особое место в экономике страны.

Одним из основных методов повышения эффективности разработки месторождений является обработка призабойной зоны пласта в частности ГРП с целью увеличения производительности скважины.

Ускорение научно-технического прогресса в нефтегазодобывающей промышленности и, в частности интенсификация процесса разработки в основных нефтегазодобывающих районах страны предлагает использование всех возможностей для наращивания добычи нефти.

На современном этапе сокращается число фонтанирующих скважин при одновременном увеличении обводненности продукции.

Вновь открываемые и разрабатываемые месторождения запасов нефти имеют худшие геолого-промысловые показатели по сравнению с ранее разрабатываемыми.

В таких условиях остро встает задача максимального использования возможностей каждой скважины, каждого продуктивного пласта и участка залежи.

За прошедшие десятилетия стратегическим направлением в решении этих задач была разработка методов воздействия на пласт в целом, а развитию технологии воздействия на призабойную зону уделялось недостаточное внимание.

Вместе с тем, накопительный опыт показывает, что воздействие на призабойную зону существенно увеличивает показатели скважин, в том числе и нефтедобычу.

Целью данного курсового проекта является наглядное изображение эффективности применения одного из методов воздействия на призабойную зону пласта - ГРП на Когалымском месторождении ЗАО ЛУКОЙЛ АИК.

1. Общая часть

1.1 Характеристика района работ


Когалымское месторождение находится в северо-западная части Сургутского района ХМАО, в 17 км северо-западнее г. Когалыма и в 140 км к северу от г.Сургута.

Озерно-аллювиальная равнина, заболоченная и заозерная (70%), слаборасчлененная. Абсолютные отметки изменяются с севера на юг от +70 до +85 м; сейсмически спокойный район.

Гидросеть представлена р. Энтиль-Имиягун и ее притоками, реками Ингу-Ягун, Кирилл-Высь-Ягун, Орть-Ягун и др., озером Когалымлор а так же множеством озер. Глубина озер от 0,5 до 2,5 м, дно песчано-глинистое. Озера замерзают в октябре, длительность ледостава 190-200 дней, максимальная толщина льда 70-120 см; мелкие озера и реки промерзают до дна. Подземные воды атлымско - новомихайловского водоносного горизонта используются для хозяйственно - питьевых нужд, четвертичного - только для технических целей.

Артезианские скважины глубиной 100 м, расстояние до буровой 0,1 км.

Среднемесячные температуры: - 23,5С для января, самого холодного месяца (минимум - 55 С), +17 С - для июля, самого теплого (максимум +35 С)

Среднегодовое количество осадков - 482 мм, 75% приходится на теплое время года.

Преобладающее направление ветров зимой - южное, юго-западное, летом - северное, северо-восточное.

Толщина снежного покрова на открытых местах до 100 см, в пониженных - 150-200 см.

Территория месторождения расположена в зоне не сплошного распространения многолетних мерзлых пород. В зонах распространения ММП наблюдается двухслойное строение вечной мерзлоты. Верхний (современный) слой залегает на глубине от 10-15 м. до 25-40 м. Нижний (реликтовый) - от 160 до 360 м. Толщина ММП изменяется от 70 до 150 м.

Средняя продолжительность отопительного сезона 250 дней.

Растительность в районе работ бедная. Крупный, густой лес растет вдоль рек и представлен березой, сосной, елью и кедром. На заболоченных участках - карликовый лес, мхи, лишайники. Животный мир более разнообразен, из млекопитающих встречаются лоси, олени, медведи, волки, зайцы, лисы. Из птиц - утки, гуси и др.

В 17 км. юго-восточнее - г. Когалым, в 9 км западнее - п. Ортъягун, в 11 км к юго-западу п. Русскинской.

Ведущие отрасли народного хозяйства - нефтедобыча, охота, рыболовство.

Месторождение находится в районе с развитой производственной инфраструктурой, центром которого является г. Когалым.

Действующие нефте- и газопроводы, а так же ЛЭП находятся на территории месторождения.

Котельная установка ПКН - 2С, ППУА - 1200, дизель-генератор.

Сообщение с объектом работ осуществляется воздушным транспортом (вертолетом), а так же наземным (вездеходом, и а/м) в зимнее время.

Через м-е проходит а/дорога Когалым - Когалымское месторождение с асфальтово-бетонным покрытием.

Данные о наличие в районе работ др. полезных ископаемых отсутствуют, ближайшие месторождения строительных материалов - Холмогорское, Ортьягунское.

.2 История освоения месторождения

Когалымское нефтяное месторождение открыто в 1972 году первой поисковой скважиной 22, давшей промышленный приток нефти дебитом 29 м3/сут через 8 мм штуцер из интервала 2596-2600 м.

На месторождении было пробурено 29 разведочных скважин,26 скважин вскрыли продуктивные пласты и испытаны. Из них в 13 скважинах получен приток нефти, в 5-ти нефть с водой, а в 8-ми скважинах получена вода.

2. Геологическая часть

.1 Геологическое строение месторождение

Стратиграфия

Геологический разрез Когалымского месторождения представлен платформенными песчано-алевролито-глинистыми отложениями юрско-четвертичного возраста и подстилающими его эффузивно-метаморфическими породами фундамента. По данным сейсморазведки толщина осадочного чехла в районе месторождения составляет от 3,1 до 3,3 км.

Породы доюрского комплекса в пределах Когалымского месторождения вскрыты. По результатам бурения глубоких скважин они представлены вулканогенно-осадочными породами-базальтами, туфами триасового возраста, кислыми эффузивами девона.

В разрезе мезозойско-кайнозойского осадочного чехла стратифицируются отложения юры, мела, палеоцена, эоцена, олигоцена и антропогена.

Геологический разрез Когалымского месторождения представлен породами доюрского основания и мезозойско-кайнозойского осадочного чехла.

Доюрский комплекс

Породы доюрского основания вскрыты на Когалымском месторождении разведочной скважиной 161 на глубине 3250 м. Толщина отложений, вскрытых данной скважиной, составляет около 550 м. Породы представлены чередованием базальтов от темно-серых с зеленоватым оттенком до буровато-коричневых, миндалекаменных, хлоритизированных, массивных, местами трещиноватых и порфиритов красновато-серых, с вкраплениями кварца и желтовато-коричневого полевого шпата, слаботрещиноватых. Аналогичные породы вскрыты Тевлинской скважиной 114, Сургутской опорной скважиной 51, Федоровской скважиной 131 и Сургутской скважиной 52. По данным калий-аргонового метода возраст эффузивов - триасовый.

В целом доюрские образования можно разделить на два комплекса:

·   терригенный и карбонатно-терригенный (в литературе его ошибочно называют «кора выветривания»);

·   карбонатный.

Юрская система (J)

На территории Когалымского месторождения разрез юрской системы по данным сейсморазведки и бурения представлен тремя отделами: нижним, средним и верхним. Нижний отдел юрских отложений и частично средний (низы ааленского яруса) выделяются в объеме горелой свиты. Средний отдел и низы келловейского яруса верхнего отдела объединяют в тюменскую свиту. Разрез большей части верхнеюрского отдела состоит (снизу-вверх) из васюганской, георгиевской и баженовской свит.

Толщина юрских отложений, вскрытых в скважине 161-Р, составляет 482 м.

Горелая свита (J1)

Литологически свита разделяется на четыре пачки (снизу-вверх): пласт Ю11 (разнозернистые песчаники, конгломераты), тогурскую глинистую, Ю10 (переслаивание алевролитов и глинисто-песчанистых прибрежно-морского генезиса) и радомскую пачку, сложенную аргиллитоподобными глинами темно-серыми, иногда углистыми.

Пласт Ю10 в скважине 161 керном не охарактеризован, его описание приводится по скважине 114 Тевлинской площади, где он представлен переслаиванием песчаников и аргиллитов. Песчаники тонкозернистые, кварц-полевошпатовые, серые, довольно плотные, местами трещиноватые с рассеянным углистым детритом, присутствует запах нефти. Цемент карбонатно-глинистый. Аргиллиты черные, тонко-среднеплитчатые, местами трещиноватые, плотные. Изредка встречаются тонкие (до 5 см) прослои углей, трещиноватых, битуминизированных.

Возраст свиты - тоарско-ааленский (J1-2).

Мощность свиты в пределах площади зависит от рельефа фундамента и варьирует от 104 (скв.161) до 160 м.

Тюменская свита (J2-3)

Отложения тюменской свиты залегают без видимого несогласия на нижележащих, представлены неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов с прослоями бурых углей и известняков. Последние были частично подвергнуты процессу сидеритизации.

Завершает разрез тюменской свиты терригенная пачка. Представленная песчаниками и алевролитами светло-серого цвета с коричневатым оттенком, средне-мелкозернистыми, слюдистыми. Изредка отмечаются прослои углистых аргиллитов с крупными пиритизированными и сидеритизированными включениями с глауконитом и карбонатными оолитами.

Пласт ЮС2, залегающий в кровле свиты, вскрыт бурением как на Когалымском, так и на соседних с ним месторождениях: Западно-Тевлинском, Тевлинском, Южно-Ягунском. По данным керна, извлеченного в скважине 161 Когалымской площади из интервала 2865-2881 м, пласт представляет собой переслаивание песчаников и аргиллитов. Песчаники от серых до светло-серых, мелкозернистые, на глинистом цементе, слюдистые, с частыми прослоями углистого детрита и вкраплениями пирита. Аргиллиты темно-серые, слоистые, плотные, углистые, с включениями зерен пирита и раковин белемнитов. Возраст датируется как геттанг-нижнекелловейский. Толщина свиты, вскрытая скважиной 161, составляет 281 м.

Васюганская свита (J3)

Васюганская свита представлена отложениями морского генезиса и литологически разделяется на две подсвиты: нижнюю - преимущественно глинистую и верхнюю - алевролито-песчаную.

Песчаники васюганской свиты регионально нефтеносны. По данным кернового материала из скважины 161 в интервале 2798-2808 м пласт ЮС1, находящийся в кровле свиты, представлен песчаниками серыми, среднезернистыми, крепкими, с включениями растительного детрита и пирита и алевролитами темно-серыми, глинистыми, а также аргиллитами черными, углистыми, тонкослоистыми, слюдистыми, плотными. В нижней части пласта встречаются прослои (до 30 см) известняков темно-коричневых, битуминозных, мелкокристаллических, плотных с прожилками кальцита. Отложения палеонтологически охарактеризованы фауной аммонитов верхне-келловейско-оксфордского возраста и комплексом фораминифер оксфорда.

Толщина васюганской свиты 62-72 м, в скважине 161 - 69 м

Георгиевская свита (J3)

Отложения георгиевской свиты имеют повсеместное распространение. Толщина их около 3 м.

Баженовская свита (J3K1 )

Породы баженовской свиты являются одним из самых выдержанных литологических и стратиграфических корреляционных реперов, имеют повсеместное расположение.

Толщина отложений изменяется по площади от 25 до 32м, в скважине 161-24м.

Меловая система (К)

Отложения меловой системы общей мощностью порядка двух километров вскрыты всеми разведочными и эксплуатационными скважинами и представлены двумя отделами: нижним и верхним. В подошве они ограничены битуминозными аргиллитами баженовской, а в кровле- пластичными глинами ганькинской свит. К подошве меловых пород приурочен опорный сейсмический горизонт «Б».

На основании данных бурения, ГИС, и анализа временных сейсмических разрезов в нижнемеловых отложениях выделены следующие свиты: мегионская, вартовская, алымская и нижняя часть покурской. Верхний отдел свиты сложен породами верхней части покурской (сеноманский ярус), кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Мегионская свита (К1)

Мегионская свита залегает в основании нижнемелового комплекса, несогласно перекрывая отложения верхней юры, и имеет пятичленное строение.

Далее залегает ачимовская толща, имеющая ограниченное площадное распространение, с развитыми клиноформными песчаными телами, которые выклиниваются с северо-запада на юго-восток. Представлена она (скв. 161) песчаниками светло-серыми, тонко-мелкозернистыми, карбонатными с пропластками углистого детрита. К ней приурочены песчаные пласты БС16-БС22, из которых промышленно продуктивны БС161, БС162, БС18, БС19, БС20. На Когалымском месторождении мощность ачимовской толщи составляет 60-200 м, причем максимальные значения приурочены к сводам структур.

Третья пачка свиты глинистая, сложена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, слюдистыми, с прослоями и линзами светло-серого песчаного материала.

Четвертая пачка представлена чередованием песчаников и алевролитов с аргиллитами и аргиллитоподобными глинами. К этой части разреза приурочены промышленно-нефтеносные пласты БС101б, БС102, БС111а, БС112б, представленные песчаниками серыми, преимущественно мелкозернистыми, иногда переходящими в крупнозернистый алевролит и аргиллитами серыми, массивными, иногда трещиноватыми, с растительными остатками по напластованию (керн по скв. 161-Когалымская в интервалах 2355-2417 м и 2437-2457 м).

Завершает разрез мегионской свиты пачка аргиллитов темно-серых, почти черных, полосчатых с редкими тонкими прослоями алевролитов и песчаников. В пределах Сургутского свода эта пачка имеет региональное распространение и в стратиграфической схеме выделена как чеускинская.

Вартовская свита (К1)

Свита представлена переслаиванием песчаников и алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин. Свита делится на две части: нижняя, включающая в себя пласты группы БС1-БС9, и верхняя - с пластами АС4-АС12. Разделяет свиту пимская пачка, состоящая из темно-серых, однородных, аргиллитоподобных глин.

Возраст вартовской свиты валанжин-барремский, причем возраст нижней подсвиты датируется как валанжин-готеривский, а верхней - готерив-барремский.

Толщина отложений свиты возрастает с востока на запад и колеблется в интервале от 399 м до 428 м, в скважине 161 - 407 м.

Алымская свита (К1)

Алымская свита залегает на отложениях вартовской свиты и согласно перекрывается покурской свитой, представляет собой толщу преимущественно глинистых пород темно-серого, почти черного цвета с линзами и тонкими прослойками алевролитов, В отложениях свиты выделяется песчаный пласт АС1.

Покурская свита (К1-2)

Завершается разрез нижнемеловых отложений нижней частью покурской свиты, для которой характерна большая уплотненность осадков. По литологическим признакам свиту подразделяют на две подсвиты: нижнюю, более глинистую, состоящую из ариллитоподобных глин, плотных, массивных, слюдистых. Верхняя подсвита более опесчаненная, здесь преобладают песчаники и алевролиты слабоуплотненные, местами рыхлые, глинистые прослои также менее плотные, зачастую комковатые. Песчаники и алевролиты мелко- и разнозернистые-, глинистые, слюдистые, довольно плотные. Граница между верхним и нижним отделом меловой системы проводится весьма условно внутри покурской свиты.

Кузнецовская свита (К2)

Свита имеет распространение практически по всей территории Западно-Сибирской плиты и является маркирующим репером. Данная стратиграфическая единица имеет четырехчленное строение.

Разрез начинается темно-серыми, почти аргиллитоподобными глинами туронского яруса. Вверх по разрезу глины постепенно меняют окраску от темно-серых до серых. Их сменяют глины зеленовато-серые, алевритистые на которых залегают алевролиты глауконитовые составляющие третью пачку. Венчают кузнецовскую свиту серые глины с редкими включениями глауконита..

Березовская свита (К2)

Свита подразделяется на две подсвиты: верхнюю и нижнюю.

Нижняя подсвита сложена голубовато-серыми, прослоями до черных, опоками и темно-серыми, тонкоотмученными глинами, присутствуют лигнитизированные растительные остатки, чешуя рыб. В подошве найдена фауна радиолярий фораминифер коньяк-сантонского возраста. Верхняя подсвита представлена толщей глин с редкими прослоями опок и опоковидных глин, в которых содержится фауна сантонского и кампанского ярусов.

Толщина свиты-130-140м.

Ганькинская свита (К2)

Осадки свиты завершают разрез меловой системы. Разрез сложен глинами, серыми, зеленовато-серыми, известковистыми, с прослоями известковых алевролитов, мергелей с редкими зернами глауконита, конкрециями сидерита.

Палеогеновая система (Р)

Представлена морскими осадками палеоцена, эоцена и континентального олигоцена. В составе палеогеновых образований выделяются талицкая, люлинворская, тавдинская, алтымская, новомихйловская и туртасская свиты.

Палеоцен (Р1)

Талицкая свита (Р1)

Разрез свиты представлен глинами монтмориллонитовыми темно-серыми, плотными, аргиллитоподобными.

Толщина свиты колеблется в пределах 102-115 м.

Люлинворская свита (Р2)

Представляет собой толщу светло-серых, зеленоватых, прослоями почти белых глин, в нижней части свиты опоковидных, в верхней - диатомитовых. По возрасту эти отложения относятся к нижнему и среднему эоцену.

Толщина свиты изменяется от 182 до 194 м.

Тавдинская (чеганская) свита (Р2-3)

Завершает разрез морского палеогена и частично захватывает подошву олигоцена, сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, прослоями алевритистыми.

Толщина осадков достигает 180 м.

Атлымская свита (Р 3)

Породы атлымской свиты представлены кварцевыми песками разнозернистыми с прослоями линзовидных включений песчано-алевритовых глин.

Толщина отложений колеблется в пределах от 50 до 110 м.

Новомихайловская свита (Р 3)

Отлолжения свиты представлены серыми, коричневато-серыми глинами с включениями слабоуплотненных алевролитов и бурых углей.

Толщина свиты составляет 110-120 м.

Туртасская свита (Р 3)

Завершается разрез палеогена алевритами, песками и глинами туртасской свиты олигоцена. Пески и алевриты - кварцевые, с включениями зерен глауконита.

Толщина осадков изменяется от 40 до 70 м.

Четвертичная система (Q)

На размытой поверхности континентальных отложений палеогена со стратиграфическим несогласием залегают четвертичные образования, представленные ледниково-морскими и озерно-аллювиальными осадками.

Толщина осадков - 14-30 м.

.1.1 Тектоническое строение месторождения

Когалымское месторождение расположено на северо-восточном склоне Сургутского свода, который осложнен структурой II порядка - Тевлинским куполовидным поднятием. На территории последнего находится Когалымское поднятие - структура III порядка. Тевлинское куполовидное поднятие на севере граничит с Северо-Сургутской моноклиналью, на востоке, через неглубокий прогиб, с Ягунским куполовидным поднятием.

Характерной особенностью геологического строения Западно-Сибирской эпигерцинской плиты является наличие трех структурно-тектонических этажей: нижнего, среднего и верхнего.

Нижний этаж представлен палеозойскими и допалеозойскими образованиями (магматическими, метаморфическими и сильно дислоцированными осадочными породами), формирование которых происходило в геосинклинальный этап развития территории, в условиях повышенной тектонической активности. Средний этаж объединяет породы, возраст которых на основании результатов анализа материалов, полученных в процессе бурения крайне ограниченного числа скважин и аналогии с сопредельными регионами Западной Сибири, диагностируется как пермско-триасовый. Верхний этаж охватывает мезо-кайнозойский осадочный комплекс. Его формирование проходило в условиях довольно устойчивого прогибания и более спокойного тектонического развития региона. Особенности развития структурных планов Когалымского месторождения были изучены по материалам сейсморазведки (отражающие горизонты А, Т, Б, БС8, Н, М, Г) и увязаны с данными бурения.

В целом отмечается унаследованный характер развития структурных планов опорных горизонтов. Над наиболее значительными поднятиями в пределах рассматриваемого структурно-тектонического этажа фиксируются антиклинальные структуры. А относительно погруженным участкам отражающих горизонтов соответствуют синклинальные структуры по вышележащим горизонтам. Тем не менее полной идентификации структурных планов разновозрастных горизонтов не наблюдается: вверх по разрезу происходит постепенное уменьшение контрастности структурных форм, т.е. выхолаживание крыльевых частей последних и уменьшение их амплитуды.

По материалам сейсморазведки 3Д / / поверхность фундамента осложнена рядом локальных структур. В южной половине месторождения было выделено три структурно-тектонических элемента IV порядка: Южно-Когалымский прогиб, Восточно-Когалымское валообразное поднятие, Восточно-Когалымский прогиб.

Южно-Когалымский прогиб находится в юго-западной части месторождения. На его территории выделяются две линейные системы антиклинальных структур (Тьлюплорская и Южно-Когалымская), которые могут квалифицироваться как структурные элементы V порядка.

Тьлюплорская система структур, ориентированная в северо-северо-восточном направлении, включает в себя четыре локальных структуры (№№1,2,3,4). Локальная структура №1 не полностью попадает в пределы полигона 3Д. По имеющимся данным ее можно квалифицировать как структурный нос, но не исключается возможность, что она может быть и замкнутой в северном направлении.

Юго-восточнее локальной структуры №6 выделяется еще одна антиклинальная складка №7. Она имеет линейную форму. Ее размеры по замкнутой изогипсе -3190 м составляют 1,5х 0,6 км, амплитуда более 10 м. Складка ориентирована на северо-восток.

Строение складок Южно-Когалымской системы структур осложнено локальными тектоническими нарушениями, амплитуды смещений которых не превышают 5 м.

В центре южной части месторождения расположено Восточно-Когалымское валоподобное поднятие. Оно разделяет Южно-Когалымский и Восточно-Когалымский прогибы. Размеры данного поднятия приблизительно составляют 9х 2 км. На его территории картируется три антиклинальные складки (№№ 8,9,10). Первая из них ( №8 ) находится севернее скважины 152. Ее размеры по замкнутой изогипсе -3190 м составляют 2,9х1,2 км, амплитуда более 50 м.

Ко времени формирования горизонта БС112 в структурном плане Когалымского месторождения произошли некоторые изменения. Последние проявились в следующем: собственно Когалымская структура заметно стала менее контрастна, произошло выравнивание поверхности пласта БС112 в районе юго-западного и северо-западного структурных выступов.

Южно-Когалымская структура и северо-восточное куполовидное поднятие по кровле пласта БС112 в структурном отношении не изменились.

Но в целом по всем пластам Когалымского месторождения вверх по разрезу отмечается постепенное выхолаживание структурных форм.

 
.2 Краткая характеристика продуктивного пласта БС11

Характер распространения коллекторов по площади.

Разрез пласта БС11.

Пласт БС112б залегает в интервале глубин 2435-2650, в песчаных фациях развит по шарниру поднятия и на его восточном крыле. Максимальные толщины песчаников в разрезе пласта фиксируются в восточной части площади в скважинах 1037 (39.6 м), 2096 (36 м), 1124 (35.3 м). В разрезе пласта можно выделить четыре песчано-алевролитовых пачки, однако разделяющие их глинистые перемычки не являются полностью выдержанными по площади, что обеспечивает гидродинамическую связь пачек между собой и образование ими единого природного резервуара. Наиболее опесчанена первая, прикровельная, пачка, в западном и южном направлениях наблюдается постепенная глинизация нижезалегающих пачек. На западном крыле поднятия выделяется одна общая зона отсутствия коллекторов. Песчаники здесь встречаются только в виде редких изолированных линз небольших размеров (выявлены в скв. 2224, 2009, 609, 2026, 27р).

Основная залежь является основной по запасам и накопленной добычи нефти на Когалымском месторождении. В связи с уточнением корреляции в северо-западной и западной частях площадь залежи сократилась, а получение новых данных сейсмических исследований 1990-х гг., бурения разведочных скважин в южной части лицензионного участка и эксплуатационных скважин на восточном склоне поднятия привело к расширению границ залежей в соответствии с выполненными структурными построениями и результатами переинтерпретации ГИС.

Эта залежь характеризуется обширной водо-нефтяной зоной, площадь ее составляет 49.4 % от общей площади залежи. ВНК по залежи в среднем находится на ранее принятой а.о. -2392 ±3.0 м. По материалам интерпретации ГИС водонефтяной контакт отбивается в 12 скважинах, а.о. его изменяются от -2387.3 м (скв. 1027) до -2396.7 м (скв. 1057), среднее значение составляет -2391.45 м. В остальных скважинах между интервалами коллекторов, интерпретируемых как нефтенасыщенные и как водонасыщенные, залегают непроницаемые прослои толщиной от 0.4 м и выше. На более низких отметках нефть по ГИС отмечается в скв. 1202, 1155, 1120, 1036, 1057. Водонасыщенные по ГИС коллектора выше принятой отметки ВНК отмечаются в скв. 1218, 2045, 1035, 1223, 1204, 1027, 1213, 1211, 2036, 1038. Безводный приток нефти ниже а.о. - 2392 ±3.0 м получены в скв. 2044 и 1200. В последнем случае можно предположить, что нижний нефтеводонасыщенный прослой хотя и был перфорирован, но остался не подключенным к разработке, поэтому скважина около года давала безводную продукцию, и только затем начала обводняться. Притоки воды с небольшим количеством нефти выше а.о. - 2392 ±3.0 м были получены после пуска в эксплуатацию скв. 1112. Обводнение скважины можно объяснить внедрением в залежь законтурной водой, так как западнее нее к моменту пуска ее в эксплуатацию осуществлялась интенсивная добыча нефти. Таким образом, из 145 скважин, используемых для подтверждения отметки ВНК, в 16 (11 %) нефте- и водонасыщенные по ГИС интервалы значимо отличаются от принятого положения ВНК, однако в большинстве из них это может быть отнесено за счет ошибок определения инклинометрии вследствие большого удлинения. Так как какой-либо тенденции в наклоне поверхности ВНК не наблюдается, то контакт принимается субгоризонтальным.

Эффективные толщины песчаников в зоне их развития по основной залежи изменяются в пределах 0.8-39.6 м, нефтенасыщенные - в пределах 1.0-35.3 м, достигая максимума в скв. 1124, 25.6 м зафиксировано в скв. 1152, 24.8 м - в скв. 1216. Размеры залежи 35.0х6.0 км, высота 75 м. Залежь пластовая, сводовая, осложненная литологическим экраном по западному крылу поднятия.

По залежи в районе скв. 112р отметка ВНК - 2367 м получена по подошве нефтенасыщенного песчаника в скважине. При испытании коллекторов в интервале а.о. -2363.8-2370.8 м получен приток нефти с водой (нефти - 28.7 м3/сут, воды - 12.3 м3/сут). С учетом выполненных сейсмических исследований в районе скв. 112р размеры выявленной здесь ранее залежи оказались значительно большими, чем это представлялось ранее и составили 3.5х2.5 км, высота до 20 м. Эффективная толщина в скв. 112р составила 11.8 м, нефтенасыщенная - 3.4 м. Залежь пластовая, сводовая, водоплавающая.

В скв. 27р песчаники встречены в нижней части пласта в интервале с а.о -2415.1-2451.8 м. По ГИС они характеризуются значениями aсп =0.74¸1.00 и Rп = 5.7¸11.3 омм. В соседних скважинах данный интервал коллекторов не содержит. Промышленная продуктивность выделенной в районе скв. 27р небольшая литологически полностью экранированная залежь нефти испытанием не подтверждена. Нефтенасыщенная толщина в скважине в сумме составила 7.2 м. Размеры залежи - 1.0х0.8 км, высота до 10 м.

В пласте БС112а в настоящем пересчете запасов выделена одна залежь. После проведенной перекорреляции разрезов увеличилась ее площадь на участках в районе скв.29р-156р и 27р-43р, а по результатом эксплуатационного разбуривания расширился контур нефтеносности на восточном склоне поднятия. ВНК по залежи в настоящем пересчете принят наклонным с погружением его к северной переклинали залежи, где он проводится на а.о. -2386 м (подошва получения безводной нефти в скв. 43р). К югу ВНК повышается и в центральной части залежи трассируется приблизительно на а.о. -2364.0 м. Здесь притоки безводной нефти или с небольшим содержанием воды получены до а.о. -2365.5 м (скв. 1066), -2363.3 м (скв. 1072). Приток воды получен с а.о. -2370.9 в скв. 1142. В скважинах с малым удлинением 160р и 1111 по ГИС пласт уверенно водонасыщен начиная соответственно с а.о. - 2365.8 м и -2366.1 м. Разные отметки ВНК на северном и южном участках залежи обусловлены прерывистым строением проницаемой части пласта и связаны в основном с появлением в северной части месторождения в нижней части пласта нефтенасыщенного прослоя коллектора, замещенного в южной части непроницаемыми разностями. Таким образом, водонефтяной контакт по залежи данного пласта определяется в настоящем пересчете на а.о. - 2365 ±3.0 ÷ -2386 ±3.0 м., что на 10-30 м ниже, чем это принималось ранее.

Геолого-промысловые особенности пласта БС11

По результатам исследования скважин и пластов (табл. 1.1) наиболее высокая проницаемость (200 мД) отмечена в пласте БС112а в районе скв. 1037. Это единственное значение проницаемости по исследованиям скважин, вскрывших только этот пласт.

Таблица 1

№ залежи, вскрывшие залежь скважины

Размеры залежи, км

Высота залежи, м

Эффект. толщина, м нефтенасыщен. толщина, м

Абс. отм. ВНК, м

Тип залежи

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

Залежи пласта БС112б

Залежь 1 (основная) Скв. разв. 46, 43,159 и ряд экспл. сквн

29,3х7,8

около 70

___ 0,617,8

В южн ной части 2395, в центр. 2385 2390

Литологи ческиэкра нированная

Дебиты нефти в пределах залежи на 6мм штуцере составили от 5,0 до 46 м3/сут в добывающих скважинах.

Залежь 2 Скв. разв. 112

2,0х1,0

около 6

___ 4,0

2366,2 2367,4

Литологи ческиэкра нированная

Залежь водоплавающая.

Залежи пласта БС112а

Залежь 1 (основная)

3,5х9,0

51

___ 05,0

2355

Пластовый сводовый, частично экранированный

Эксплуатация ведется, в основном, совместно с пластом БС112б.

Залежь 2 Скв. разв. 112

0,85х1,6

3

___ 2,6

2356

Литологи ческиэкра нированный

Расположена в северовосточной части мя.


Исследования, проведенные по скважинам основного пласта БС112б, достаточно равномерно охватывают всю площадь залежи. Средняя проницаемость пласта составляет 20 мД, удельная продуктивность - 0.208 м3*10/сут*МПа*м, гидропроводность - 34.44 мкм2*см/мПа*сек.

Величина среднего значения скин-фактора (1.1), полученная по скважинам пласта БС112б, пробуренным после 1995 г., свидетельствует о невысоком загрязнении призабойной зоны скважин, высокой эффективности первичного и вторичного вскрытия пластов за счет применения современных технологий бурения скважин и новых типов перфораторов (ТСР и ЗПК-105С).

Гидродинамические характеристики по скважинам, вскрывшим одновременно пласты БС112а и БС112б, близки по значениям характеристикам пласта БС112б. Средняя проницаемость по совместным скважинам составляет 29 мД, удельная продуктивность - 0.237 м3*10/сут*МПа*м, гидропроводность - 30.63 мкм2*см/мПа*сек.

Продуктивные пласты изучались по данным керна, который исследовался в ЦЛ Главтюменьгеологии, СибНИИНП и АО «СИБКОР», а также в американской компании «SCAL». Для количественной характеристики коллекторских свойств использованы результаты лабораторных исследований кернового материала, выполненных главным образом по отечественной технологии. СибНИИНП и АО «СИБКОР», помимо определения стандартного набора коллекторских свойств (открытой пористости, газопроницаемости, водоудерживающей способности, объемной плотности и карбонатности) использовало более широкий спектр дополнительных исследований, в частности, определение гранулометрического состава, минералогической плотности, замеры удельного электрического сопротивления УЭС, определение акустических и прочностных свойств горных пород, рентгенофазный анализ глинистой составляющей, термовесовое исследование карбонатности, гамма-спектрометрические исследования и др.

Таблица 1.1

Пласт

Метод определения

Наименование

Проницаемость, мД

Пористость, %

Начальн. нефтенасыщенность, %

Остаточная водонасыщенность, %

БС112а

Лабора

Кол-во скважин, шт.






торные

Кол-во определений,шт.






исследо

Среднее значение






вания

Коэффициент вариации






керна

Минимальное значение







Максимальное значение






Геофизи

Кол-во скважин, шт.

244

244

243



ческие

Кол-во определений,шт.

553

553

459



исследо

Среднее значение

103,1

19,9

53,9



вания

Коэффициент вариации

173,8

0,0

21,3



скважин

Минимальное значение

0,1

13,6

28,7




Максимальное значение

880,0

27,0

80,0



Гидроди

Кол-во скважин, шт.

1





намичес

Кол-во определений,шт.

1





кие ис

Среднее значение

200,0





следова

Коэффициент вариации






ния сква

Минимальное значение






жин

Максимальное значение





БС112б

Лабора

Кол-во скважин, шт.






торные

Кол-во определений,шт.






исследо

Среднее значение






вания

Коэффициент вариации






керна

Минимальное значение







Максимальное значение






Геофизи

Кол-во скважин, шт.

226

226

226



ческие

Кол-во определений,шт.

2966

2971

1810



исследо

Среднее значение

50,1

18,9

55,7



вания

Коэффициент вариации

247,8

15,7

20,0



скважин

Минимальное значение

0,1

11,9

34,4




Максимальное значение

880,0

27,0

80,0



Гидроди

Кол-во скважин, шт.

7





намичес

Кол-во определений,шт.

7





кие ис

Среднее значение

20,4





следова

Коэффициент вариации

62,6





ния сква

7,0





жин

Максимальное значение

41,0





Таблица 1.2

ИСХОДНЫЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРОДУКТИВН0ГО ПЛАСТА БС11 КОГАЛЫМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Параметры

Размерность





БС112а

БС112б

Средняя глубина залегания

м

2490

2543

Количество залежей

ед.

1

3

Тип залежей


ПС,ПСЛЭ,ПЛЭ

Тип коллектора


 поровый

Площадь нефтеносности

тыс.м2

90965

159868

Средняя общая толщина

м

8,2

66,8

Средняя нефтенасыщенная толщина

м

1,58

6,66

Пористость

доли ед.

0.2

0.19

Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ

доли ед.

0.55

0.56

Средняя нефтенасыщенность ВНЗ

доли ед.

0,55

0,56

Проницаемость

мкм2

0,103

0,050

Коэффициент песчанистости

доли ед.

0,19

0,18

Коэффициент расчлененности

доли ед.

1,3

5,5

Начальная пластовая температура

79

81

Начальное пластовое давление

МПа

24,3

24,3

Вязкость нефти в пластовых условиях

мПа.с

1,13

1,13

Плотность нефти в пластовых условиях

т/м3

0.758

0.758

Плотность нефти в поверхностных условиях

кг/м3

835

835

Объемный коэффициент нефти

доли ед.

1,180

1,180

Содержание серы в нефти

%

0,62

0,62

Содержание парафина в нефти

%

2,53

2,53

Давление насыщения нефти газом

МПа

8,3

8,3

Газосодержание нефти

 м3/т

65,7

65,7

Плотность воды при 20 оС

г/см3

1,014

1,014

Средняя удельная продуктивность

10. м3/(сут. МПа. м)

0,76

0,21

Средняя удельная приемистость

10. м3/(сут. МПа. м)

0,182

0,51

Начальные балансовые запасы нефти

 тыс.т

10804

78167

Начальные извлекаемые запасы нефти

тыс.т

не опред.

24514

Утвержденный коэффициент нефтеизвлечения

доли ед.

не опред.

0,314

 


2.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Физико-химические свойства нефти и растворенного газа Когалымского нефтяного месторождения изучались по данным исследований глубинных и поверхностных (устьевых) проб нефти, проведенных в лабораториях исследований пластовых нефтей и газа Центральной лаборатории Главтюменьгеологии (в период разведочных работ), СибНИИНП и специализированными НПП «Нефтеком» и «Реагент» (на стадии промышленного освоения). Сведения о количестве отобранных проб приведены в табл. 1.2.1.

Глубинные пробы нефти отбирались пробоотборниками поршневого типа ВПП-300. В качестве методического основания проводимых исследований глубинных проб использовался отраслевой стандарт ОСТ 39-112-80 “Нефть. Типовое исследование пластовой нефти”. Для подсчета запасов нефти и растворенного газа использовались значения плотности нефти, пересчетного коэффициента и газосодержания, определенные по данным дифференциального разгазирования глубинных проб до стандартных условий. Подсчетные параметры по пластам БС101б и БС102 приняты одинаковыми как средние значения по кондиционным пробам.

Нефти пластов Когалымского месторождения по своим свойствам и составу весьма близки между собой. Они недонасыщены газом, давление насыщения их значительно ниже пластового и изменяется в диапазоне 8.3-11.1 Мпа. Плотность сепарированной нефти, ее газосодержание, объемный коэффициент, вязкость и другие параметры по разрезу месторождения изменяются незначительно

Компонентный состав пластовой, разгазированной нефти и выделившегося газа определялся методом газожидкостной хроматографии, средние значения для пластов приведены в табл. 1.2.3. В составе пластовой нефти молярная доля метана составляет 18.05-23.47 % мольных, суммарное количество углеводородов группы С2-С5 не превышает 30%. По групповому углеводородному составу нефть является преимущественно ароматическо-нафтено-метановой. Дистиллят ее содержит более 50 % метановых углеводородов, порядка 25 % нафтеновых и около 20 % - ароматических. Содержание азота, диоксида углерода и других неуглеводородных компонентов в газе и нефти незначительное и, как правило, в сумме не превышает 2 % объемных.

Растворенный газ по результатам исследования проб пластовых нефтей методом однократного разгазирования имеет состав, близкий к результатам, полученным при ступенчатой сепарации. В целом растворенный газ является существенно жирным, обогащенным тяжелыми углеводородами. Отношение содержания этана к пропану меньше единицы, что характерно для газов нефтяных залежей. Содержание сероводорода незначительно, максимальное содержание по отдельным пробам не превышает долей процента. Молярная концентрация гелия в растворенном нефтяном газе имеет непромышленное значение.

Физико-химическая характеристика разгазированных нефтей изучена по данным лабораторных анализов ГПЖ, исследования поверхностных (устьевых) проб после 1995 г не проводились. Анализы разгазированных проб проведены на ротационном реовискозиметре «Реотест-2» по типовым методикам, перечень которых приведен в ОСТ 39-112-80.

Нефти всех пластов по классификации ГКЗ относятся к легким, маловязким, сернистым, малосмолистым, парафинистым, с выходом светлых фракций от 42 % .

Физико химические свойства нефти приведены ниже (таблица 1.3)

Таблица 1.3

Физико-химические свойства нефти Когалымского месторождения пласта БС11



Таблица 1.4
Состав растворенного газа Когалымского месторождения при однократном разгазировании пластовой нефти

Таблица 1.5

Водоносность


3. Технологическая часть


.1 Основные проектные решения по разработке Когалымского месторождения

Проектные решения по Когалымскому нефтяному месторождению, недропользователем которого является ЗАО «ЛУКОЙЛ - АИК», подготовлены и утверждены следующие проектные документы:

1.  Технологическая схема разработки СибНИИНП г. Тюмень 1980 г.

2.      Проект пробной эксплуатации. БашНИПИнефть, г. Уфа 1985 г.

.        Технологическая схема разработки. БашНИПИнефть, г. Уфа 1988 г.

.        Уточнённая технологическая схема разработки Когалымского месторождения БашНИПИнефть,г. Уфа 1997 г. (протокол ЦКР №2149 от 29.05.97 г.)

.        Авторский надзор за разработкой Когалымского месторождения (бюро ЦКР № 2297 от 27.10.98 г.)

Проектный фонд скважин

Месторождение находится во второй стадии разработки. По показателям разработки, утвержденным протоколом ЦКР № 2149 от 29.05.97г. на основании "Уточненной технологической схемы разработки Когалымского месторождения" эксплуатационный фонд должен был составить 272 добывающие скважины и 65 нагнетательных, действующих скважин, соответственно, 258 и 62. По показателям разработки «Авторский надзор» соответственно нефтяных -224 скважины, нагнетательных - 73 скважин, действующих нефтяных - 210, нагнетательных - 72.

Фактически действующий фонд добывающих скважин составил 74,03 % от утвержденного протоколом ЦКР № 2149 от 29.05.97, от нагнетательного - 135,4 %, т.е., соответственно 191 и 88 скважин, а по показателям разработки «Авторский надзор» соответственно нефтяных - 91%, нагнетательных - 122,2%.

Процентное соотношение по нефтяным скважинам связано с тем, что при расчете в технологической схеме не учтена возможность нерентабельности работы малодебитных скважин и вывода их в консервацию. При условии их работы процентное соотношение могло бы равняться 100%.

Ввод новых нагнетательных скважин за 2001 год по отношению к количеству утвержденных « Авторским надзором» составляет + 16 скважин.

На 2002 год разработаны первоочередные мероприятия по работе с фондом скважин, находящихся в консервации, и мероприятия по дополнительной добыче нефти за счет вывода скважин из бездействия и консервации. Разработана программа по разработке трудноизвлекаемых и низкопродуктивных пластов БС16-20. На месторождении почти весь фонд скважин механизирован, что составляет 92,7%. Из числа механизированного фонда на долю ЭЦН приходится 68,8%, ШГН - 23,9 %, 5 скважин работают фонтаном и 10 скважин находится в освоении. В 2000 году процентное отношение составляло, соответственно, 69,8% и 28,6%.

.2 Текущее состояние разработки

.2.1 Добыча флюида

За 2001 год в целом по месторождению добыто 3 167 211 т жидкости, в т.ч.1 984 843 т нефти, 1 182 368 т воды. Фактическая добыча нефти больше прогнозируемой на 119 943 т.

Cреднегодовая обводненность составила 37,3%, утвержденная - 36,1%. Обводнённость продукции по отношению к проектной больше на 1,2%, это связано с вводом в работу 1 скважины из консервации (1080/24 - 80 % воды), увеличение количества скважин работающих с водой, 72 скважины работают с водой больше 50 %.. Среднегодовая обводненность по сравнению с 2000 годом выросла на 3,9 %, за период 1999 - 2000 год вода выросла на 6,8%.

На 1.01.2002г. в работе с водой находились 191 скважина из 218 эксплуатационных. Для сравнения - на конец 2000 года с водой работали 175 скважин из 192 эксплуатационных, количество скважин работающие с водой более 90% - 2.

скважина, работающие с водой и из них:

до 2% - 9 скв.

от 2 до 20% - 58 скв.

от 20 до 50% - 46 скв.

от 50 до 90% - 72 скв.

от 90 и более - 6 скв.

Дебит действующей скважины по жидкости составил 50 т/с, по нефти - 31,3 т/с, что на 4,5 т/с по жидкости и 5,3 т/с по нефти меньше по сравнению с 2000 годом. Это можно объяснить вводом малодебитных и обводнённых скважин из бездействия, консервации и пьезометра. Сравнительные показатели разработки по пластам и в целом по месторождению приведены в таблицах №№ 2.

Дебиты скважин изменяются в широких пределах: от 0.8 до 192.3 т/сут по нефти и от 0.9 до 235.5 т/сут по жидкости, 8 % скважин в декабре 1999 г. работали с дебитами по нефти до 5 т/сут, 10 % скважин - от 5 до 10 т/сут, 21 % скважин - от 10 до 20 т/сут, 27 % скважин - от 20 до 50 т/сут, 27 % - от 50 до 100 т/сут и 7 % - свыше 100 т/сут. Средний дебит скважин в целом по месторождению в 1999 г. составил 40.0 т/сут по нефти и 54.5 т/сут по жидкости.

Средняя обводненность продукции скважин в 1999 г. была 26.6 %. В декабре 1999 г. 34 % скважин работали с обводненностью менее 10 %, 15 % скважин - с обводненностью от 10 до 20 %, 26 % - с обводненностью от 20 до 50 %, 13 % - с обводненностью от 50 до 70 %, 7 % - с обводненностью от 70 до 80 % и 5 % - с обводненностью от 80 до 90 %.

Уровень добычи нефти в целом по месторождению в 1999 г. составил 1845 тыс. т, жидкости - 2515 тыс. т. Накопленная добыча нефти на 1.01.2000 г. - 10298 тыс. т, или 10.6 % от утвержденных начальных геологических и 50.6 % от утвержденных начальных извлекаемых запасов категорий В+С1. Темп отбора нефти от утвержденных начальных извлекаемых запасов категорий В+С1 в 1999 г. составил 9.1 %, от остаточных - 15.5 %. Накопленная добыча жидкости на 1.1.2000 г. - 12177 тыс. т, накопленный водонефтяной фактор - 0.182, накопленная закачка воды - 14400 тыс. м3.

Месторождение находится на стадии растущей добычи нефти, его разбуривание не завершено, формирование системы ППД не закончено.

 

.2.2 Закачка воды

В 2001 г. на Когалымском месторождении практически сформирована обратная семиточечная система заводнения по пласту 2БС11 (по пробуренному фонду). Под закачку введено 9 новых скважин со среднесуточной приёмистостью 110,4 м3, все скважины были введены из нефтяного фонда.

В 2001 году организовали закачку в районе 63 куста по пласту 2БС11, были переведены под закачку 4 новые скважины. В этом году продолжили организовывать закачку по пласту БС18,19. Под закачку переведены скважины 309/25 и 384/4.

Компенсация отбора закачкой за год составила 77,43 %, в том числе по объектам:

БС10 - 38,2 %

БС11 - 83,2 %

Ачим. - 58,3 %

ЮС - 35,5 %

С начала разработки компенсация отбора закачкой составила 83,01% .

Всего за период было закачано 3 117 000 м3 воды, в том числе:

178 896 м3 подтоварной воды и 1 938 804 м3 сеноманской.

На всех нагнетательных скважинах уставлены СВУ, что позволяет своевременно регулировать закачку путём штуцирования. Распределение закачки производится на основании фактического отбора по зонам.

В 1998-1999 гг. по 22 совместным на пласты БС112а и БС112б нагнетательным скважинам (76% совместных скважин), были проведены работы по определению профиля приемистости (ОПП), по 16 из них получены количественные оценки совместной работы пластов БС112а и БС112б, что позволяет считать результаты анализа этих работ представительными.

Анализ профилей приемистости совместных на пласты БС112а и БС112б нагнетательных скважин показал следующее: по семи скважинам воду принимает только пласт БС112б, по одной скважине 100% закачки приходится на пласт БС112а, по восьми скважинам объемы закачки распределяются между пластами в различных пропорциях, причем распределение закачки по пластам при разных режимах исследований (на разных штуцерах) меняется незначительно (2-3%).

В среднем, по результатам ОПП, в пласт БС112а при совместной закачке воды в пласты БС112а и БС112б поступает 16% объемов закачки. В то же время, по соотношению значений kH вскрытых перфорацией продуктивных слоев пластов БС112а и БС112б, средняя доля пласта БС112а по тем же скважинам, должна была бы составить 33%.

Разбуривание залежей объекта не завершено, формирование системы ППД не закончено.

Протоколом ЦКР Минтопэнерго РФ (¹2149 от 29.05.1997 г.) предусмотрено продолжение реализации на разбуренной части объекта БС10-11 блоковой трехрядной системы с размещением скважин по сетке 500 х 500 м в сочетании с очаговым заводнением и разбуривание оставшейся части объекта по площадной семиточечной системе (сетка 500 х 500 м).

К 1.1.2000 г. на площади основных залежей пластов БС112а и БС112б, разбуривавшихся в последние годы, которую можно отнести к участку 7-точечной системы размещения скважин, работало 12 нагнетательных и 42 добывающие скважины, т. е. их соотношение, в основном из-за того, что участок разделен на 2 части, а его южная часть вытянута полосой шириной 1-2 элемента, составило 1:3.5 вместо характерного для этой системы 1:2.

Что касается площади залежей пластов БС112а и БС112б, которую можно отнести к участку трехрядной системы заводнения в сочетании с очаговой, хотя формирование ни одного из нагнетательных рядов не завершено, то на ней к 1.1.2000 г. работало 32 нагнетательных и 65 добывающих скважин, т. е. их соотношение было 1:2. Таким образом, на 1.1.2000 г. система заводнения на участке 7-точечной системы была существенно менее интенсивной, чем на участке трехрядной системы, и далекой от характерной для 7-точечной системы.

 

.3 Текущее состояние заводнения на Когалымском месторождении


В 1999 году из Когалымского месторождения добыто 1845 тыс.тонн нефти, закачено 2555 тыс. м3 воды (рис. 9). Компенсация отбора закачкой с начала разработки в целом по месторождению на конец 1999 года составила 86.2%. Среднее пластовое давление в пласте БС112 - 210 кг/см2. В связи с этим, необходимо отметить, что разработка основного объекта (пласта БС112) происходит при упруговодонапорном режиме. На восточном крыле структуры, характеризующимся наибольшей проницаемостью, нефтяная залежь пласта БС112 подстилается водой. За счет поддержания в зоне добывающих скважин пластового давления, средняя величина которого равна 180 кг/см2, происходит частичное обводнение восточной залежи на естественном режиме. Это наиболее эффективный режим вытеснения нефти водой с точки зрения коэффициентов вытеснения и охвата пласта, способствующий более полному вытеснению нефти из периферийных, краевых зон пласта. Оценка объемов пластовой воды, вторгающейся в залежь на восточном крыле структуры в 1999 г., проведенная на основе решения Ван Эвердингена и В.Херста, дала темп равный 1300 м3/сут. Общий объем воды, поступающий в залежь с учетом естественного режима обводнения, составил к концу года 8700 м3/сут., что составило 88 % текущей компенсации. Недостающие 12 % приходятся на вводимую в эксплуатацию зону пласта, дренируемую скважинами 44 куста, которая пока разрабатывается на истощение и где система ППД находится в процессе формирования. С учетом поступающей в залежь пластовой воды, компенсация отбора закачкой в 1999 году в целом по месторождению составила около 3030 тыс.м3, что соответствует проектному уровню. Контроль за пластовым давлением как в целом по залежи БС112 (см.рис. 10), так и в зонах сформированного заводнения (см.рис. 11, 12) свидетельствует о стабильной величине последнего. Это подтверждает правильность оценки объемов пластовой воды и полную компенсацию добываемой жидкости в зонах сформированного заводнения. В зоне куста 44 закачка началась в марте 1999 года. В настоящее время добились стабилизации пластового давления (рис. 13), а с завершением системы ППД на этом кусте, пластовое давление будет увеличено до оптимальной величины.

Анализ роста обводненности продукции в зависимости от текущего коэффициента извлечения нефти дает возможность графически оценить коэффициент конечной нефтеотдачи. Экстраполяция полученной зависимости до рентабельной величины обводненности продукции дает конечный КИН для месторождения в районе 32 %, что подтверждает рассчитанный на модели КИН и свидетельствует о правильном подходе к разработке.

.4 Фонд скважин

На Когалымском месторождении нефть со скважин добывается механическим способом, то есть при помощи глубинно - насосного оборудования.

При эксплуатации скважин ШГН (штанговый глубинный насос) в скважину опускается на штангах и НКТ (насосно - компрессорные трубы) штанговый глубинный насос, который поднимает жидкость на устье скважины, далее поступающей в АГЗУ. На устье скважин эксплуатирующихся ШГН располагается станок качалка, который приводит в действие глубинный насос.

При эксплуатации скважин ЭЦН (электроцентробежный насос) в скважину опускается на НКТ электроцентробежный насос, который поднимает жидкость на устье скважины.

№ п/п

Наименование показателей

Един. изм.

на 1.01.2001г.

на 1.01.2002 г.

1

Общий фонд:

скв.

360

396

2

в.ч. Нефтяные: Эксплуатационный, из них: ЭЦН ШГН Фон. Действующий Бездействие Дающие продукцию, из них: ЭЦН ШГН Фон. Консервация Пьезометр Ликвидированные

скв. скв. скв. скв. скв. скв. скв. скв. скв. скв. скв. скв. скв. скв.

260 192 134 55 3 177 14 166 131 33 2 42 23 3

284 218 150 52 16 191 17 187 148 36 3 37 20 9

3

в т.ч. Нагнетательные: Эксплуатационный под закачкой Действующий Бездействие Консервация Ликвидированные

скв. скв. скв. скв. скв. скв. скв.

91 80 75 77 3 11 0

100 89 88 88 1 10 1

4

в т.ч.Водозаборные: Эксплуатационный, из них: дающие воду

скв. скв. скв.

9 9 5

12 12 6

4. Техническая часть

.1 Применение ГРП в отечественной и зарубежной практике

Гидравлический разрыв пласта (ГРП), как метод воздействия на призабойную зону, стал применяться за рубежом с 1949 года. Только в США до 1981 года проведено более 800 тысяч успешных операций, в результате чего 35-40% фонда скважин США оказалось обработано этим методом. Успешность метода около 90%. За счет применения метода 25-30% запасов нефти переведено из забалансовых в балансовые.

Из литературных источников можно отметить следующие требования и особенности метода:

·   практически в любой технически исправной скважине, дренирующей неистощенный пласт, может быть проведен ГРП с определенным технологическим эффектом;

·   в пластах с относительно высокой проницаемостью ГРП увеличивает текущий дебит, мало влияя на конечную нефтеотдачу. В низкопроницаемых пластах ГРП может существенно влиять на конечную нефтеотдачу;

·   трещина распространяется перпендикулярно плоскости наименьшего напряжения в пласте;

·   для областей, тектонически ослабленных, гидроразрыв происходит при давлениях меньше горного, ориентация трещины - вертикальная;

·   показателем горизонтальной трещины является давление разрыва, равное или превышающее горное. Горизонтальные трещины получаются в областях активного тектонического сжатия, где наименьшее напряжение вертикально и равно горному.

Для проектирования ГРП очень важным выводом из механизма образования трещины является то, что в одинаково напряженных районах пласта трещины будут параллельны друг другу. Эта характеристика может быть включен к проектированию расстановки скважин для проведения ГРП;

- значительное влияние на успешность ГРП оказывает правильный подбор жидкости разрыва и расклинивающего агента.

4.2 Оборудование, применяемое для гидроразрыва пласта

Гидравлический разрыв пласта осуществляется с использованием комплекса оборудования, включающего в себя подземную и наземную части.

Наземное оборудование:

·   установки подъемные;

·   насосные установки;

·   пескосмесительные установки;

·   автоцистерны;

·   блок манифольдов;

·   станция контроля;

·   устьевая арматура.

Установки подъемные предназначены для спуско-подъемных операций

связанных с подготовкой скважины к проведению ГРП, и проведения работ для освоения скважины после проведения ГРП.

Насосные установки предназначены для нагнетания жидкости разрыва и расклинивающего материала в пласт при гидроразрыве пласта.

Пескосмесительные установки предназначены для транспортировки песка, приготовления песчано - жидкостной смеси и подачи ее на прием насосных установок при гидроразрыве пласта.

Автоцистерны используются для транспортировки жидкостей и подачи их в пескосмесительные или насосные установки при гидравлическом разрыве пласта.

Блок манифольдов предназначен для обвязки насосных установок между собой и устьевым оборудованием при проведении ГРП.

Станцией контроля осуществляется выведение технологического процесса на заданный режим и регулирование подачи жидкостей и песка в скважину.

Устьевая арматура предназначена для обвязки устья скважины с насосно-компрессорными трубами при гидроразрыве, а также для герметизации устья от НГВП.

Подземное оборудование :

·   насосно - компрессорные трубы;

·   пакер.

Насосно - компрессорные трубы предназначены для подачи жидкости

разрыва с устья на забой скважины при проведении ГРП.

Пакер предназначен для разобщения призабойной зоны от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны при гидроразрыве пласта.

.3 Состав комплекса специальной техники, применяемой СП “Катконефть”

На Когалымском месторождении ЗАО ЛУКОЙЛ АИК гидравлический разрыв пласта производится совместным Российско-Германским предприятием “Катконефть”. Все наземное оборудование для гидроразрыва пласта установлено на базе шасси “Мерседес - Бенц” и предназначено для работы в жестких условиях нефтяных месторождений. Оборудование приспособлено для производства гидроразрыва пласта на любом типе жидкости и пропанта, и управляется дистанно с компьютерной станции, установленной на шасси автомашины. Оборудование может работать в температурном режиме от -30 до +50*С.

Комплект оборудования для производства ГРП :

1. Блендер - МС-60.

2. Насосные установки - FS-2251.

3. Сандтрак ( песковоз ).

4. Компьютерная станция.

5. Транспортер блока манифольда.

6. Манифольд.

7. Резервуары.

8. Скважина.

.4 Подземное оборудование, применяемое для проведения ГРП

При проведении ГРП в качестве подземного оборудования используются гладкие, высокогерметичные НКТ типа НКМ из стали групп прочности “K”,”E”,”Л”,”M”,”P”, по ГОСТ 633-80 условным диаметром 73 и 89 мм и толщиной стенки 7 и 8 мм. Также могут быть использованы трубы типа N-80 и P-105 по стандарту АНИ.

Для разобщения фильтровой зоны скважины от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны применяются пакеры. Пакер подбирают: по ожидаемому максимальному перепаду давления в нем при проведении ГРП, по диаметру проходного сечения (для применяемых НКТ), диаметру эксплуатационной колонны и температуре.

Пакеры спускают в скважину на колонне подъемных труб. Для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной по параллельным рядам подъемных труб созданы двухпроходные пакера.

В соответствии с назначением для обеспечения надежной работы, кроме оценки возможности проведения необходимых технологических операций в процессе эксплуатации, способов посадки и извлечения, к пакерам предъявляются следующие основные требования:

пакер должен выдерживать максимальный перепад давлений, действующий на него в экстремальных условиях и называемый “рабочим давлением”;

пакер должен иметь наружный диаметр, обеспечивающий оптимальный зазор между ним и стенкой эксплуатационной колонны труб, с которой он должен создать после посадки герметичное соединение.

Для восприятия усилия от перепада давлений, действующего на пакер в одном или двух направлениях, пакер должен иметь соответствующее заякоривающее устройство ( якорь ).

Якори - это устройства, предназначенные для заякоривания колонны подъемных труб за стенку эксплуатационной колонны труб с целью предотвращения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки. Различают гидравлические, механические и гидромеханические якори. Якори в эксплуатации применяются преимущественно с пакерами типа ПВ и ПН.

Для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения ее с пакером применяются разъединители колонн типов РК, 3РК и 4РК, устанавливаемые над пакером. В оставляемую с пакером часть разъединителя перед разъединением при помощи канатной техники устанавливается пробка, перекрывающая пласт, а извлекаемая часть разъединителя поднимается вместе с колонной труб. Для проведения ГРП в СП “Катконефть” применяют пакер типа “Омегаматик”, спускаемый в скважину на НКТ 3”.

.5 Жидкость разрыва и расклинивающий агент при ГРП

.5.1 Жидкости, применяемые при ГРП

В качестве рабочего реагента при проведении гидроразрыва пласта применяются различные жидкости, обладающие разнообразными физическими параметрами.

Жидкости гидроразрыва делятся на три категории: жидкость разрыва,

жидкость - песконоситель и продавочная жидкость.

а) Жидкость разрыва - является рабочим агентом, нагнетанием которого в призабойной зоне пласта создается давление, обеспечивающее нарушение целостности пород пласта с образованием новых трещин или расширением уже существующих.

б) Жидкость - песконоситель - используется для транспортирования песка с поверхности до трещины и заполнения последней песком. Эта жидкость должна быть нефильтрующейся или обладать минимальной, быстро снижающейся фильтруемостью и иметь высокую пескоудерживающую способность.

в) Продавочная жидвость - применяется для продавки из насосно -

компрессорных труб в обрабатываемый пласт жидкости разрыва и жидкости песконосителя. Продавочная жидкость при всех условиях должна обладать минимальной вязкостью.

Для гидроразрыва пластов на Когалымском месторождении рабочей жидкостью является нефтяная гель, который готовится непосредственно перед началом ГРП в двух емкостях общим объемом 85 м3. В процессе подготовки геля жидкость циркулирует через пескосмесительный агрегат МС-60, на котором смонтированы центробежные насосы и по две системы подачи сухих и жидких химикатов. Последовательно вводятся химреагенты: бактерицид; неэмульгатор; стабилизатор глин; САТ-НС-2 геллянт - 6-8 л/м3; САТ-НС-Act активатор - 4-5 л/м3; брейкер HGA-B - 1,2 кг/м3. Весь процесс замешивания занимает около часа. Готовый гель имеет плотность базовой жидкости 1,0 г/см, рН = 7, вязкость 150-350 кПа*с.

.5.2 Пески, применяемые при ГРП

В процессе гидравлического разрыва пласта на Когалымском месторождении применяется искусственный песок - пропант, имеющий два типоразмера: более крупный - 16/20 и более мелкий - 20/40. Типоразмеры определяются количеством размеров в сите на один квадратный дюйм. После просеивания, диаметр песчинок у типоразмера 16/20 колеблется от 0,8 до 1,2 мм, у 20/40 - от 0,4 до 0,8 мм. Количество ГРП, проведенных с типоразмерами 16/20 и 20/40 практически одинаково. При анализе гидравлического разрыва пласта существенных различий в эффективности обработок при применении этих типоразмеров пропанта не обнаружено.

5. Специальная часть


.1 Выбор скважин для гидравлического разрыва пласта

При выборе скважины для гидравлического разрыва пласта руководствуются прежде всего гидродинамическими характеристиками пласта, призабойной зоны скважины. При этом, в случае многопластового объекта разработки, параметры определяются для каждого пласта или пропластка, вскрытого скважиной, в отдельности, посредством исследований методом установившихся отборов и проведения замеров профилей притока или закачки на каждом режиме.

Для глубокопроникающего гидроразрыва предпочтительны слабопроницаемые ( до 0,05 мкм ), сцементированные, крепкие породы. Предпочтительная толщина продуктивной части пласта 5-15 м. В скважинах, вскрывших многопластовые залежи или пласты толщиной более 15 м, проводят многократное или поинтервальное воздействие. Рекомендуется избегать разрывы в глинистых зонах, хотя наличие глинистых линз не может существенно влиять на результат разрыва пласта.

Отмечается снижение результатов гидроразрыва от степени выработки горизонтов и по месторождениям в целом. Лучшие результаты гидроразрывов в добывающих скважинах отмечаются по пластам с высоким давлением, с меньшей степенью дренированности и имеющим более высокую нефтенасыщенность. Гидроразрыву в первую очередь подвергаются скважины, продуктивность которых меньше чем у близлежащих. Вместе с тем, если производительность малодебитной скважины обусловлена недостатком пластовой энергии, то гидроразрыв производится в первую очередь в водонагнетательной скважине.

Гидроразрыв пласта рекомендуется производить на скважинах следующих категорий:

·   скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти;

·   скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;

·   скважины, имеющие заниженный дебит по отношению к окружающим;

·   скважины с загрязненной призабойной зоной;

·   скважины с высоким газовым фактором для его снижения. Снижение газового фактора за счет ГРП достигается в скважинах, имеющих разгазированную область вокруг забоя;

·   нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу.

Гидравлический разрыв не рекомендуется производить в следующих скважинах:

·   в нефтяных скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности;

·   в скважинах с нарушенной фильтровой частью;

·   в скважинах со сломом или смятием колонны;

·   при недостаточной высоте подъема цемента или при плохом состоянии цементного кольца за колонной.

В тех скважинах, в которых в результате разрушения цементного камня

или неудовлетворительной цементировки за колонной возникла циркуляция жидкости, необходимо произвести цементировку для исправления кольца, а затем уже планировать гидравлический разрыв пласта.

.2 Описание технологии ГРП

.2.1 Геофизические работы перед ГРП

После подбора скважины для проведения ГРП необходимо провести ряд подготовительно-заключительных работ с целью обеспечения хороших результатов ГРП:

·   Проведение геофизических исследований на скважине для определения:

-технического состояния эксплуатационной колонны (наличие или отсутствие негерметичности)

В интервале детальных исследований (масштаб записи 1: 200) кроме термометрии, регистрируют естественный гамма-фон (ГК), локатор лифт (ЛМ), влагометрию (ВГ), барометрию. Данные ГК и ЛМ служат для точной привязки к разрезу.

·   Качества цементного кольца в интервале перфорации, а так же выше и ниже с целью выявления заколонных перетоков с помощью акустического цементомера;

·   Работающих интервалов пласта с помощью термограмы, термоиндуктивной и механической дебитометрии;

·   Продуктивности скважины путем замера кривых восстановления давления и восстановление уровней;

·   Дебита скважины и процентное содержание воды и нефти добываемого флюида.

Снижение забойного давления и создание депрессии на пласт осуществляется с помощью компрессора.

После выдачи заключений данных геофизического материала производит спуск 3`` НКТ высокопрочных (Р мах фи =70 МПа) с пакером и установку (посадку) пакера выше интервала перфорации.

Для каждой конкретной скважины рассчитывают количество жидкости разрыва и расклинивающего агента.

К жидкости разрыва предъявляются сложные требования.

Это, минимальная фильтрация в пласт; пониженная вязкость в период закачивания; возможность быстрого удаления жидкости разрыва после смыкания трещины и т. д.

5.2.2 Технология проведения ГРП включает в себя следующие основные этапы

а) подготавливается скважина и в нее спускаются на трубах пакер и якорь; на устье устанавливается специальная арматура;

б) расчитываются параметры ГРП: объемы жидкости разрыва, жидкости-песконосителя, наполнителя и подаваемой жидкости;

в) в зависимости от этого устанавливается количество агрегатов, необходимых для проведения ГРП;

г) процесс нагнетания в скважину жидкости разрыва следует вести с производительностью, превышающей поглотительную способность скважины в 2-3 раза;

д) после разрыва пласта в скважину подается жидкость-песконоситель;

е) по окончании закачки жидкости-песконосителя в скважину подается продавочная жидкость для продавки жидкости-песконосителя в пласт.

В качестве жидкости разрыва используются жидкости, не отличающиеся от пластовых. Так, в нефтяных скважинах применяют нефть, а в нагнетательных - воду. С целью снижения фильтрующих свойств и повышения расклинивающего эффекта, вязкость жидкостей разрыва может быть увеличена добавкой различных загустителей.

Жидкость-песконоситель должна обладать свойством удерживать закрепляющий трещину агент во взвешенном состоянии и хорошо проникать в пласт. Используют для этих целей вязкие жидкости - нефть, эмульсию, сульфит - спиртовую барду. Использование воды в качестве несущей агент жидкости требует осторожности, особенно при наполнителе - песке, так как возможно осаждение песка из смеси и образование сильных пробок.

Наполнитель - агент, заполняющий трещину и препятствующий, таким образом, ее смыканию. Он должен обладать соответствующей механической прочностью и доступностью. В России для этих целей используют кварцевый песок с размером зерен от 0,5 до 1,2 мм и плотностью 2650 кг/м3.

5.2.3 Основные виды процесса ГРП

В практике ГРП получили применение три основных вида процесса: поинтервальный, многократный и глубоко проникающий.

Поинтервальный ГРП предполагает направленное воздействие давления на один из пропластков или пластов многопластовой залежи при исключении воздействия на другие.

Одним из способов является изоляция выбранного интервала двумя пакерами. Существуют методы перекрытия нижних пластов засыпкой песком.

Есть технология, заключающаяся в предварительной закачке в скважину полиэтиленовых шариков, которые устремляясь в более проницаемые пласты, закупоривают их фильтры. В дальнейшем при ГРП открытым остается пласт с меньшей проницаемостью.

Многократный ГРП состоит в последовательном разрыве нескольких пропластков путем поочередного перекрытия образовавшейся трещины в области фильтра полиэтиленовыми шарами, нагнетаемыми потоками жидкости.

Глубокое расклинивание микротрещин предполагает закачку в пласт жидкости, содержащей закрепляющий агент и разносящей его по сети естественных микротрещин. При этом необходимо, чтобы жидкость-носитель обладала достаточной вязкостью, имела слабые фильтрующие свойства и была способна к последующему саморазрушению. Такой жидкостью является нефтекислотная эмульсия, приготавливаемая на основе нефти и включающая в себя соляную кислоту, различные ПАВ, синтетические жирные кислоты. С помощью последних регулируется срок распада эмульсии.

5.3 Наименование работ, выполняемых для подготовки скважины к ГРП

После подъема подземного оборудования из скважины, в нее спускают перо-воронку с шаблоном для промывки и шаблонирования эксплуатационной колонны. После чего, на скважине производят геофизические исследования для определения технического состояния пласта, профиля приемистости, состояния эксплуатационной колонны и цементного камня за эксплуатационной колонной. При положительном результате геофизических работ в скважину спускают скрепер для проработки интервала посадки пакера (30-40 м). После чего, скважину промывают и поднимают скрепер. Спуск пакера производится на НКТ - 3” с герметизацией резьб и перо-воронкой на НКТ - 2” длиной 10 метров. Проводят геофизические работы по привязке пакера. После этого меняется объем в НКТ на воду или нефть и производят посадку пакера по результатам ГИС. При посадке пакера выполняется перемещение НКТ вверх на высоту над устьем пропорционально глубине посадки пакера ( ~0,1% от глубины посадки пакера). Прибор ГИВ покажет вес колонны НКТ. Затем, медленно опуская подвеску до устьевой головки, устанавливаем по показаниям прибора минимальный вес (стрелка прибора должна находиться в устойчивом положении). Последний раз перемещаем подвеску вверх до максимального значения веса и производим поворот колонны НКТ по часовой стрелке с одновременным медленным опусканием вниз. Показания прибора ниже минимального веса указывают на то, что автозахват пакера вышел из транспортного положения и пакер раскрылся. Вращение колонны НКТ прекращается. Медленно производим опускание колонны НКТ вниз до устьевой головки, наблюдая за показаниями прибора. Для гарантированной работы пакера требуется разгрузка на него колонны НКТ не менее 6-ти тонн. Далее, монтируется устьевая арматура и опрессовывается затрубное пространство на 120 атмосфер. Демонтируется подъемный агрегат и планируется площадка для проведения ГРП.

.4 Наземные операции и технология проведения ГРП СП “Катконефть”

Перед началом работ по гидроразрыву пласта на территорию куста завозятся 2 емкости объемом по 40 м3, заполненных пресной водой. Растанавливают оборудование для проведения гидроразрыва пласта:

·   4 насосных агрегата FC-2251;

·   1 смеситель МС-60;

·   1 блок манифольда IS-200;

·   1 песковоз;

·   1 станцию контроля;

·   1 ЦА-320.

После расстановки оборудования производят работы по приготовлению рабочей жидкости. Рабочей жидкостью является нефтяной гель, который готовится непосредственно перед началом ГРП в емкостях общим объемом 80 - 100 м3. В процессе подготовки геля жидкость циркулирует через пескосмесительный агрегат МС-60, на котором смонтированы центробежные насосы и по две системы подачи сухих и жидких химикатов. Последовательно вводятся химреагенты:

·   CАТ-НС-2 - геллянт - 6-8 л/м3;

·   САТ-НС-Асt - активатор - 4-5 л/м3;

·   HGA-В - брейкер - 1,2 кг/м3.

Весь процесс замешивания занимает около 1 часа. Готовый гель имеет плотность базовой жидкости и вязкость 150-350 кПа*с.

Перед началом ГРП производится опрессовка манифольда, проверяется готовность техники и рабочей жидкости, проводится инструктаж персонала.

Все насосные агрегаты управляютсяодним оператором из станции контроля. Управление подачей проппанта производится компьютером пескосмесительного агрегата. В станцию контроля на центральный процессор по шести каналам передаются следующие параметры ГРП:

·   давление на НКТ;

·   скорость потока жидкости;

·   концентрация пропанта;

·   расход кросслинкера;

·   подача проппанта.

Сам процесс ГРП состоит из следующих последовательных этапов:

* Закачка в скважину жидкости разрыва для создания трещин: увеличивая темпы нагнетания жидкости, снимает зависимость расхода жидкости от давления, по которой определяют момент расслоения пласта и ожидаемое давление нагнетания песчано-жидкостной смеси.

Если коэффициент приемистости (отношение расхода жидкости к давлению нагнетания) при максимальном расходе жидкости возрастет не менее чем в 3-4 раза по сравнению с коэффициентом приемистости при работе одного насосного агрегата на низшей скорости, то в пласте образованы трещины и можно приступать к закачке жидкости-песконосителя с песком.

В случае, когда разрыв пласта несмотря на максимально возможные темпы нагнетания жидкости разрыва не зафиксирован, процесс повторяют с применением жидкости повышенной вязкости.

После установления факта разрыва пласта с целью дальнейшего развития трещин и облегчения ввода песка в них рекомендуется перед жидкостью-песконосителем в скважину закачивать 3-4 м3 слабофильтрующейся жидкости повышенной вязкости.

* Закачка жидкости-песконосителя:

Закачка жидкости с песком в образовавшиеся трещины производится при максимально возможных темпах нагнетания. Объемная скорость закачки жидкости-песконосителя должна быть не ниже объемной скорости, при которой зафиксирован разрыв пласта.

* Закачка продавочной жидкости для продавки песка в пласт:

Продавочная жидкость нагнетается непосредственно за песчано-жидкостной смесью без снижения темпов закачки. Объем продавочной жидкости должен быть равным или больше объема колонны труб, по которой происходило нагнетание смеси песка с жидкостью.

·   скорость потока жидкости;

·   концентрация пропанта;

·   расход кросслинкера;

·   подача проппанта.

После продавки песка в пласт и остановки агрегатов скважину закрывают.

5.5 Наименование работ, выполняемых для освоения скважины после ГРП.

После окончания ГРП скважина закрывается для восстановления гидростатического давления и разгеливания жидкости разрыва. Для контроля за скважиной, на устье устанавливаются манометры, позволяющие следить за изменением давления в течение 12 часов (время, за которое происходит разгеливание жидкости разрыва). Испытание скважины производят путем открытия буферной задвижки и запуска скважины на отработку в емкость с целью выноса из колонны НКТ неразгелившейся жидкости разрыва и остатков проппанта.

Для освоения скважины на устье монтируется подъемный агрегат. На производство работ по освоению скважин составляется план работ. При срыве пакера поднимают колонну НКТ на высоту, при которой прибор ( ГИВ или другого типа ) покажет нагрузку на 5-10% выше максимального веса НКТ при посадке. Делаем выдержку времени порядка 10-15 мин. В этот момент открывается байпас (перепускное устройство пакера) и уравновешивается давление между НКТ и обсадной колонной. При отсутствии дифференциального давления, удерживающие штифты автоматически разводятся, пакер освобождается и его можно поднимать. Если срыв пакера не произошел, повторяем операцию по увеличению нагрузки на 15-20% выше максимального веса до пасадки пакера и делаем выдержку 15-20 мин. с целью уравновешивания жидкости в колонне НКТ и межтрубном пространстве. Производим глушение скважин жидкостью, удельный вес которой определен во время испытания скважины. После поднятия пакера в скважину спускается НКТ с пером-воронкой на конце для промывки скважины от проппанта до искусственного забоя. Для определения эффективности ГРП и подбора глубинно-насосного оборудования для дальнейшей эксплуатации скважины проводим комплекс геофизических работ с компрессированием скважины по снятию эксплуатационных характеристик. После обработки данных геофизики спускается в скважину глубинное насосное оборудование и запускается скважина в работу.

 

5.6 Расчет основных параметров ГРП


Расчет параметров ГРП представляет собой достаточно сложную задачу, которая состоит из двух частей:

-расчет основных характеристик процесса и выбор необходимого количества техники для проведения ГРП;

-определение вида трещины и расчет ее размеров.

Расчёт параметров ГРП в СП “КАТКонефть” производится по программе трёхмерного моделирования «Meyer»

Для возможности сравнения ручных расчетов и программных, рассчитаем параметры гидроразрыва по методике Мищенко И.Т. и сравним их с программными.

Расчет параметров ГРП представляет собой достаточно сложную задачу, которая состоит из двух частей:

1.) расчет основных характеристик процесса и выбора необходимого количества техники для проведения ГРП;

2.) определение вида трещин и расчет ее размеров;

1. Для расчёта забойного давления разрыва пласта Рраз. при использовании нефильтрующейся жидкости можно воспользоваться следующей формулой:

Рраз = Рг.в. - Рпл + G

где Рг.в.- вертикальная составляющая горного давления;

Рпл. - пластовое давление;

G- сопротивление горных пород;

2. Рассчитываем вертикальную составляющую горного давления по формуле:

Рг.в.=ρп*h*Нскв.*10-6 , где

ρп - плотность горных пород = 2600 кг/м3;

h - мощность пласта;

Нскв. - глубина скважины;

3. Горизонтальная составляющая горного давления вычисляется по формуле:

Рг.г=Рг.в. * ν / ( 1- ν ) , где

ν - коэффициент Пуассона горных пород (ν = 0.2 - 0.3);

4. При закачке жидкости песконосителя давление на скважине можно рассчитать по формуле:

Ру=Рраз-ρж.п*g*Нскв*10-6+Ртр‘

где ρж.п. - плотность жидкости -песконосителя, кг/м3:

ρж.п. = ρ ‘ж.п.*(1-Вп) + ρп.*Вп

где ρ ‘ж.п.- плотность жидкости используемой в качестве песконосителя, (кг/м3);

ρп - плотность песка, кг/м3 (ρп =2500 кг/м3);

Вп - обьемная концентрация песка в смеси


где Сп - концентрация песка в 1 м3 жидкости (кг/м3), (Сп = 250…300 кг/м3);

Ртр’ - потери давления на трение жидкости- песконосителя:

Ртр’=8* λ* Q2* Нскв.* ρж.п/(π2* dвн5)

λ- коэффициент гидравлического сопротивлений определяется по формуле:

λ=64/Re , где

Rе - число Рейнольдса, определяется по формуле:

Re = 4*Q*ρж.п/(π*dвп*wж.п.) , где

Q - темп закачки (м3/с);

wж.п. - вязкость жидкости с песком, Па*с и определяется по формуле:

wж.п. = w’ж.п. *ехр(3,18*Вп) , где

w’ж.п. - вязкость жидкости разрыва, используемой в качестве песконосителя, Па*с;

Если число Re больше 200, то потери давления трения увеличиваются в 1,52 раза и определяются по формуле:

Ртр = 1,52*Р’тр , где

Р’тр - потери давления на трения жидкости -песконосителя;

5.Для определения необходимого числа насосных агрегатов используем формулу

N = (Ру*Q)/(Pp*Qp*Кт.с.) + 1 , где

Ру - давление на устье;

Рр - рабочее давление агрегата;

Qр - подача агрегата при данном Рр;

Кт.с. - коэффициент технического состояния агрегата (Кт.с.=0,5..0,8);

6. Необходимый объём продавочной жидкости (при закачке в НКТ)

Vп=0,785*d2вн.* Нскв. , где

dвн - внутренний диаметр НКТ;

Нскв - глубина скважины;

7. Объём жидкости для осуществления гидроразрыва ( жидкость разрыва и жидкость- песконоситель)

Vж.=Vп/Cп

где Vп- обьем песка, т;

Сп - концентрация песка, кг/м3 (Сп = 250…300 кг/м3);

8.Определяем время проведения ГРП по формуле:

Т=(Vж. Vп.)/Qр Wo=(4*(1-ν2)*L*(Рзаб.р.-Рг.г.)) / Е (5.26. ), где

ν - коэффициент Пуассона горных пород;

Рзаб.р - давление разрыва;

Рг.г. - горизонтальная составляющая горного давления;

Е - модуль упругости пород, равный 1*104 Мпа;

10. Длина трещины определяется по формуле:


где Vж - обьем жидкости разрыва и жидкости песконосителя;- вскрытая часть пласта;

.6.1Расчет 2БС11 на скважине 1035/28 Когалымского месторождения

Глубина скважины -2762м.

Интервал перфорации - 2679,3 - 22701,3,

Вскрытая часть пласта - 7,0м.

ГРП проводят на НКТ с пакером, внутренний диаметр НКТ-dвн= 0,076 м.

В качестве жидкости разрыва и жидкости песконосителя исп. нефтяную гель:

Плотность ρж = 756 кг/м3

Вязкость wж= 0,285 Па*с

Предполагается закачать в скважину 15 т. песка

Темп закачки: используется агрегат FC-2251, при работе на 3 скорости подачи 0,032 м3/сек.

Пластовое давление - 170 атм.

Расчет:

. Рассчитываем по формуле вертикальную составляющую горного давления: Рг.в.=2600*7,0*2762*10-6 =44,4 мпа

. Рассчитываем по формуле горизонтальную составляющую горного давления: Рг.г.=44,4*(0,3/(1-0,3))= 19,0 мПа

3.Рассчитываем по формуле давление разрыва:

Рраз. = 44,4 - 17,0 + 1.5 = 28,9 МПа

4.По формуле рассчитываем объемную концентрацию песка:

(принимаем Сп =275 кг/м3) Вп= (275/2500)/(275/2500+1) = 0,099

5. Плотность жидкости- песконосителя рассчитывается по формуле:

ρж.п. = 756*(1-0,099)+2500*0,099 = 773кг/м3

6. Вязкость жидкости разрыва с песком рассчитываем по формуле

wж.п. = 0,285ехр(3,18*0,099) = 0,392 Па*с

7. Число Рейнольдса определяется по формуле

Rе=(4*0,032*773)/(3,14*0,076*0,392)= 1098

8. Коэффициент гидравлического сопротивления определим по формуле λ=64/1098=0,05

9. Потери на трение рассчитываются по формуле

Ртр/.=8*0,05*0,0322*2762*1098/(3,142*0,0765) = 21,3 мПа

10. Если число Rе больше 200, то потери давления на трение увеличиваются в 1,52 раза и рассчитываем по формуле

Ртр.=1,52*21,3. = 32.3 мПа

11.При закачке жидкости песконосителя давление на устье скважины рассчитываются по формуле (5,4)

Ру=28,9- 1098*7*2762*10-6+32,3= 40 мПа

12. Для определения необходимого числа насосных агрегатов используем формулу

При работе агрегата FC-2251 на 4 скорости подача 0,032 м3/с

Рр. давление на агрегате FC-2251- 105мПа

Qр. подача на агрегате FC-2511- 0,04м3/с

N=(40*0,032)/(105*0,04*0,2)+1=2,5 = 3 агрегата

13. Необходимый объем продавки рассчитывается по формуле

Vп.=0,785*0,0762*2762=12,6м3

14. Объем жидкости песконосителя при концентрации в ней песка рассчитывается по формуле Vж.=6,1/0,250=24,4 м3

15. Определяем время проведения ГРП по

Т=(30+12,6)/1,9=35мин.

16. Для определения длины трещины используем формулу

L=(54,5*104)/(5,6*(1-0,3)2*7*(28,9-19))1/2= 286 м

17. Для определения ширины трещины используем формулу

Wo=(4*(1-0,32)*69*(28,9-19))/104= 2,5мм.

Программные результаты параметров трещины:

Длина трещины (одно крыло) - 124 (м)

Ширина трещины - 4.4 (мм)

Давление разрыва -75 МПа.

Результаты расчетов по методике Мищенко И.Т. отличаются. При расчете по программе больше вводимых параметров, более точнее учитываются свойства пород, жидкости. Также при расчете по программе меньше округлений вводимых данных и получаемых, чем при ручном расчете. Методика Мищенко И.Т. позволяет увидеть картину гидроразрыва в общем: параметры влияющие на гидроразрыв, взаимовлияние этих параметров. Методика Мищенко И.Т. хороша для изучения ее, именно как пример расчета. На производстве лучше применять программный расчет параметров гидроразрыва.

5.7 Диаграмма основных показателей ГРП

Ниже на рисунке представлена диаграмма основных показателей процесса ГРП, которые контролируются из станции управления ГРП с помощью двух компьютеров.

Контролируемые параметры:

·   давление ГРП;

·   давление затрубного пространства;

·   расход проппанта;

·   расход жидкости разрыва;

Все эти параметры записывает компьютер и в конце процесса ГРП делает распечатка на бумаге. После окончания ремонта по освоению скважины распечатки по контролю за параметрами ГРП сдаются в цех добычи вместе со всеми другими документами. И эти распечатки хранятся в деле скважины в

геологическом отделе ЦДНГ.

С помощью этой компьютерной техники сам процесс ГРП становится «прозрачным», его можно легко проконтролировать и своевременно замечать все отклонения от расчета разрыва пласта и наряд-задания на весь процесс ГРП (см. рис.. ).

 

.8. Определение интервалов продуктивной мощности после ГРП


Интервалы продуктивной мощности, в которых образовались трещины, на практике определяют двумя методами. Один из них основан на активизации радиоактивными изотопами песка или другого гранулированного материала, используемого при гидроразрыве пласта.

Небольшой объем активированного песка вводят в жидкость-песконоситель при завершающей стадии закрепления трещины. Сравнением результатов гамма-каротажа, выполненного до и после ГРП, обнаруживается место скопления активированного песка. Против зоны разрыва фиксируется повышенное значение интенсивности гамма-излучения.

Второй метод, он чаще применяется в практике, основан на сравнении результатов глубинных измерений дебитомерами или расходомерами, осуществленных до и после ГРП. По изменению профилей притока жидкости в скважине можно судить о зонах образования трещин.

.9 Анализ эффективности ГРП

На 01.01.02г. на Когалымском месторождении проведено 15 ГРП по добывающим скважинам. Объем дополнительной добычи нефти составил 101,103 тыс. т. Среднее увеличение дебита в 5,2 раза. Успешность проведения ГРП - 100 %.

Расчетная продолжительность эффекта - от 4 до 7 лет.

На сегодняшний день для ТПП " Когалымнефтегаз " не существует аналогичного по масштабу мероприятия в области разработки нефтяного месторождения, имеющего столь высокую технико-экономическую эффективность, 29% обработок проведены на самой ухудшенной части горизонта. Основной объем обработок пришелся на центральной части залежи, характеризующиеся малым притоком из пласта при опробовании и заниженным дебитом по сравнению с окружением.

Можно отметить, что абсолютная эффективность метода (прирост дебита нефти к дебиту до обработки) изменяется в достаточно широких пределах. При среднем дебите нефти до обработки 7,9 т/сут., прирост дебита по отдельным скважинам достигал 60 т/сут. Из распределения видно, что доля успешных обработок составила 100% . На рисунке показано распределение относительного прироста дебита нефти и воды до и после ГРП.

Увеличение дебита жидкости после ГРП в значительной степени зависит от потенциальных возможностей скважины. Как потенциальную возможность рассмотрим максимальный дебит жидкости до ГРП. В условиях применения ГРП не только обеспечивает прирост дебита жидкости до максимально достигнутого до ГРП, но и значительно его превосходит.

Применение метода позволит так же значительно улучшить эксплуатационные характеристики скважин после обработок. Важным технологическим достижением является то, что в активную разработку была вовлечена часть запасов краевой зоны.

К техническим показателям процесса разрыва можно отнести:

-достигнутые давления,

объем продавленного в пласт закрепляющего трещину материала

используемые жидкости разрыва.

Проведенный анализ показал, что эффективность ГРП зависит от множества факторов, главным из которых являются:

пространственная ориентация и геометрические размеры трещины;

эксплуатационная характеристика скважин до ГРП;

характеристика призабойной зоны пласта;

характеристика пласта: степень неоднородности, объем слабо- дренируемых запасов, характер распределения песчаных прослоев.

6. 
ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ.

.1 Анализ экологической ситуации на ТПП «КНГ»

Деятельность природоохранной службы ТПП "КНГ" осуществлялась на основании "Закона об охране окружающей среды" и других нормативно-правовых актов и была направлена на уменьшение загрязнения земель, атмосферы, поверхностных и подземных вод. Работы в данном направлении велись на основании Программы экологической безопасности предприятий ОАО "ЛУКОЙЛ" и разработанных мероприятий по экологической безопасности предприятий ТПП "Когалымнефтегаз", согласованных с органами Госкомприроды.

Выбросы в атмосферу загрязняющих веществ:

1999 год составили 112195,2 тонн, что 22% меньше чем за этот же период

г. (143783,68тонн).

Это достигнуто за счет вывода из эксплуатации устаревшего оборудования.

Плата за загрязнение окружающей природной среды за 1999 год составила 506,96 т.р., она стала ниже на 209,573 т.р. чем за этот же период 1998 г. (716,53 т.р.) из-за проведения инвентаризации и разработки томов ПДВ, а также на основании расчетов по фактическим выбросам.

Одним из основных направлений охраны окружающей среды является повышение надежности систем и оборудования объектов нефтедобычи, а также защита от коррозии, т.к. потенциальный источник загрязнения окружающей среды - аварийные ситуации, возникающие в результате коррозии нефтепромыслового оборудования.

За 1999 год на месторождениях ТПП "Когалымнефтегаз" произошло 5 аварий, из них по причине коррозии 4 аварии. Когалымским Межрайонным Комитетом по ООС предъявлено исков и штрафов на сумму 2 728 рублей.

Потери нефти при ее добыче и использовании практически неизбежны, при этом столь же неизбежен и ущерб, наносимый окружающей среде. Загрязнение территории и водных объектов начинается, как правило, при строительстве кустовых оснований. Однако самым серьезным фактором являются порывы нефтепроводов в процессе эксплуатации месторождений.

Общая площадь замазученности по ТПП "Когалымнефтегаз" на 1.07.99 года составляет 146,8 га.

Для ликвидации замазученности заключены договоры с фирмами ЗАО "Элита-Комплекс" , ЗАО «ЛУК-ТРАВИС Кемикалс», а также уборка замазученности велась собственными силами ТИП "Когалымнефтегаз". Всего за год рекультивировано и сдано Когалымскому комитету по ООС 101 га.

.2 Мониторинг окружающей среды

Среди организационных и научно-исследовательских мероприятий на предприятиях ТПП "Когалымнефтегаз" налажен ведомственный лабораторный контроль за степенью загрязнения воды, почвы и атмосферного воздуха.

Экологический мониторинг за состоянием окружающей среды организован с помощью лаборатории отдела экологии УНИР, которая практически обеспечена необходимым количеством приборов для контроля за состоянием воздушного бассейна, почвы, водной поверхности и донных отложений рек и озер.

Согласно тематического плана лаборатории отдела экологии УНИР проводятся следующие мероприятия:

)Определение фактического количества загрязняющих веществ в выбросах в атмосферу для исключения превышения ПДВ ( отобрано 70 проб, проведено 324 исследования). Данные исследования представлены в НГДУ "ВН", "КН" и "ДН" для регулировки режимов горения котлов котельных.

) Анализ речных вод по створам на полный химанализ (отобрано проб 153, проведено 3213 исследований).Данные исследования были представлены в НГДУ для принятия мер по предотвращению загрязнения рек нефтепродуктами.

В основном все автотранспортные предприятия оснащены дымомерами и газоанализаторами. Производится регулировка топливной аппаратуры.

Высокие требования, предъявляемые федеральным и региональным законодательством к охране окружающей среды, предоставляют нефтяникам возможность разработки новых методов и технологий, позволяющих не только увеличить сроки эксплуатации нефтепромыслового оборудования, но и уменьшить воздействие на окружающую среду и сэкономить природные ресурсы

 

7. Выводы и рекомендации по проведению ГРП на Когалымском месторождении


С учетом анализа имеющегося опыта и теоретических исследований ГРП рекомендуется проводить на разбуриваемых залежах в зонах с ухудшенными коллекторскими свойствами недостаточно эффективно вырабатываемых в настоящее время.

Перед проведением ГРП в этих зонах необходимо освоить (или усилить систему заводнения) и обеспечить давление, близкое к начальному пластовому давлению. Если возникают сложности с освоением заводнения и не удается обеспечить необходимую приемистость нагнетательных скважин, целесообразно проводить ГРП и в нагнетательных скважинах. ГРП проводят в первую очередь в добывающих скважинах в зонах стягивания контуров нефтеносности. Для ГРП следует выбрать безводные или мало обводненные скважины.

Кроме того, при выборе скважин для проведения ГРП необходимо учитывать также наличие экранов, отделяющих продуктивный пласт от выше - и ниже расположенных пластов, толщиной не менее 8-10 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта должна быть не менее 4-5 м. Необходимо, также, учитывать техническое состояние колонн и т. д.

Необходимо комплексное решение вопроса о выборе добывающих и нагнетательных скважин для проведения ГРП с вопросами совершенствования системы разработки и интенсификации системы заводнения залежи.

Скважины для проведения ГРП необходимо выбрать после проведения анализа выработки рассматриваемого участка, учитывая местоположение остаточных запасов нефти и величину пластового давления.

Резюмируя результаты анализа полученных в скважинах величин абсолютного и относительного прироста нефти; положения их на структуре относительно зон закачки, контура нефтеносности, активно-дренируемых или слабодренируемых участков; принадлежности к различным литотипам геологического разреза пласта; технологических показателей работ перед ГРП и т.д., можно отметить следующее:

. В целом успешность проведения ГРП составляет около 95%. Следовательно вопрос о целесообразности дальнейшего расширения применения ГРП на Когалымском месторождении не вызывает сомнения.

. Расчеты показали. что реализованные мероприятия ГРП обеспечили увеличение конечного коэффициента нефтеизвлечения на 0.6%. Это однозначно свидетельствует о том, что выбранная тактика проведения ГРП полностью соответствовала сложившейся системе разработки и существенно повысила ее эффективность.

. Принципиального различия в эффективности проведения ГРП между скважинами вскрывшими монолитный и тонкослоистый пласты не установлено. В скважинах, где продуктивный пласт представлен монолитным коллектором абсолютный и относительный эффект даже несколько выше.

. В условиях Когалымского месторождения величина обводненности продукции скважины перед проведением ГРП на технологическую эффективность этого мероприятия существенно не влияет. Тем не менее, при выборе скважин для проведения ГРП с обводненностью более 40% необходим более тщательный анализ.

. При проведении ГРП в сравнительно высокопроизводительных скважинах кратность увеличения дебита ниже, но абсолютная величина прироста добычи нефти и стабильность эффекта во времени заметно выше, чем у низко дебитных.

. Негативного влияния интерференции между подвергавшимися ГРП скважинами и окружающими их добывающими не выявлено. По всей видимости это объясняется сравнительно низкими коллекторскими свойствами пласта и несопоставимостью протяженности образовавшихся трещин с расстоянием между скважинами.

Таким образом, полученные выводы и рекомендации на данной стадии применения ГРП на Когалымском месторождении показали хороший результат. В дальнейшем, по мере увеличения объемов внедрения ГРП. рекомендации могут быть спроектированы.

Список используемой литературы

1. «Методические указания по оформлению курсовых работ для студентов

заочного обучения специальности 090600 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»». Тюмень.1997г.

. «Технологическая схема разработки Когалымского месторождения»

Уфа. БашНИПИнефть.1998г.

. Муравьев В.М. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин». Москва.Недра.1973 г.

. «Регламент комплексного контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений». Тюмень. 1987г.

. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение НТП в нефтяной промышленности. РД 39-01 / 06-0001-89.

. Панов Г.Е., Лысяный Г.Н. «Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности». Москва. Недра. 1986 г.

Похожие работы на - Гидравлический разрыв пласта на Когалымском месторождении ЗАО 'ЛУКОЙЛ АИК'

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!