1 2 Содержание ВВЕДЕНИЕ......................................................................................................... 5 1 ГЕОЛОГИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ .................................................................................... 6 1.1 Запасы нефти ................................................................................................................... 7 1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения ................................................. 8 1.2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза ..................................... 11 1.2.2 Структурно-тектоническая характеристика ...................................................... 17 1.3 Продуктивные пласты .................................................................................................. 21 2.Технологическая часть .................................................................................................... 22 2.1. Проектные решения и технология разработки ................................................. 22 2.2. Текущее состояние разработки. Состояние фонда скважин ........................... 25 3. МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ........................ 38 3.1. Применение кислотной обработки ............................................................................ 39 3.1.2. Гидравлический разрыв пласта ............................................................................... 43 3.1.3. Модели гидроразрыва пласта ............................................................................. 46 3.1.4. Зарезка боковых стволов..................................................................................... 49 3.1.5. Гидропескоструйная перфорация ...................................................................... 52 3.2. Технология проведения ГРП .............................................................................. 52 3.2.1. Подбор скважины для проведения ГРП ............................................................ 53 3.2.2. Технические средства, применяемое при ГРП ................................................. 56 4. Расчет ............................................................................................................................. 58 Выводы ................................................................................................................................ 63 Приложение №1 .................................................................................................................. 66 Приложение №2 .................................................................................................................. 73 3 Аннонтация Объем дипломной работы 69 страниц, на которых размещено 30 рисунков и 4 таблицы Ключевые слова: гидроразрыв пласта, грп, Тевлинско-Русскинское месторождение Объектами исследования во время изучения работы послужили Тевлинско-Русскинское месторождение и технология гидроразрыва пласта В дипломныую работу входят 4 главы, один вывод Во введении выбранному раскрывается направлению, актуальность ставится проблема исследования цель и по задачи исследования, указывается методологическая база исследования, его теоретическая, практическая значимости. Во главе первой рассматриваетс геологическая, геологофизическая, литологическая и струутурно-тектоническая характеристика ТевлинскоРусскинского месторождения Во главе второй рассматривается состояние разработки ТевлинскоРусскинского месторождения В третьей главе рассматриваются методы интенсификации добычи нефти В четвертой главе приводится подбор дизайна гидроразрыва пласта Заключение посвящено основным выводам по всем главам 4 Введение Среди полезных ископаемых, составляющих основу экономического развития стран, нефть и газ имеют первостепенное значение. Нефтегазовая отрасль – системообразующая отрасль Российской Федерации, один из основных секторов топливно-энергетического комплекса страны. В настоящее время, большинство крупных месторождений находятся на третьей или четвертой стадиях разработки, а новые вводятся с трудноизвлекаемыми запасами. Таким образом, проблема вовлечения в разработку новых месторождений нефти и газа с трудноизвлекаемыми запасами, является одной из актуальных задач нашего времени. Проведение геолого-технических мероприятий, предназначенных для интенсификации притока нефти к скважинам и снижения обводненности добываемой продукции, является одним из перспективных и быстроразвивающихся направлений технического прогресса в нефтяной промышленности. Для извлечения нефти и газа в таких условиях применяются новые технологии повышения нефтеотдачи пластов, такие как зарезки боковых, в том числе горизонтальных, стволов, гидроразрыв пласта, используются всевозможные химические составы для увеличения охвата заводнением. В целом нефтяная отрасль перешла на новый технический уровень. Объектом исследования является Тевлинско-Русскинское месторождение. Данное месторождение находится на поздней стадии разработки. В связи с тем, что происходит снижение дебита нефти и растет обводненность продукции, становится более актуальным применение методов интенсификации добычи нефти. Целью данной работы является 1. Провести анализ эффективности методов интенсификации добычи нефти, на объектах Тевлинско-Русскинского месторождения. 2. Дать оценку эксплуатационных характеристик добывающих скважин до и после проведения мероприятий 5 1 Геология месторождения. Общие сведения о месторождении Тевлинско-Русскинское месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской низменности в пределах Сургутской низины, включает в себя водораздел рек Аган и Ватьеган и согласно физико-географическому районированию, относится к Приобской провинции подзоны среднетаежных лесов лесной зоны. По нефтегеологическому районированию находится в северной части Сургутского нефтегазоносного района, где промышленная нефтегазоносность разреза установлена в юрских и нижнемеловых отложениях. Административное положение месторождения. Тевлино-Русскинское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 88 км северо-восточнее г. Сургута и в 115 км юго-западнее г. Ноябрьска. Рисунок 1. Обзорная схема района. Тевлинско-Русскинское месторождение Месторождение открыто в 1981 году Сургутской нефтегазоразведочной экспедицией объединения «Обънефтегазгеология» в результате бурения скв. 8Р-С, из которой получен промышленный приток нефти из пласта БС18 ачимовских отложений (дебит 4.03 м3 /сут). В 1984г. начинается этап детальной разведки месторождения. Выявлены залежи нефти промышленного значения в отложениях тюменской свиты (пласт ЮС2), васюганской (пласт 6 ЮС1) и в ачимовской пачке. Все эти отложения составляли один этаж разведки. Базисным являлся пласт ЮС11, залежи которого, как считалось, имеют обширную область распространения и наиболее высокодебитны. Разведку залежей необходимо было продолжить с целью более детального изучения структурного плана и выяснения контуров залежей. В результате проведения доразведки в период с 1982-1986 гг. были открыты высокопродуктивные залежи нефти в пластах БС10-11. В пробную эксплуатацию месторождение введено в июле 1986 года. Оператором месторождения является российская нефтяная компания Лукойл. Месторождение расположено в границах шести участков недр, принадлежащих: ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» – ТевлинскоРусскинской (лицензия ХМН 00505 НЭ от 22.04.1997 выдана на срок до 31.12.2100), Северо-Когалымский (лицензия ХМН 00852 НЭ от 14.07.1998 выдана на срок до 31.12.2083), Северо-Кочевской (лицензия ХМН 00504 НЭ от 22.04.1997 выдана на срок до 18.08.2082), Кочевской (лицензия ХМН 12589 НЭ от 18.08.2004 выдана на срок до 17.08.2113); ООО «ЛУКОЙЛ-АИК – Когалымский (лицензия ХМН 16424 НЭ от 24.10.2017 выдана на срок до 03.06.2033); ПАО «Сургутнефтегаз» – Русскинской участок недр (лицензия ХМН 03528 НЭ от 06.02.2019 выдана на срок до 31.12.2083). Незначительная часть месторождения находится в нераспределенном участке недр. Промышленная нефтеносность месторождения связана с терригенными отложениями тюменской свиты (пласт ЮС2), васюганской свиты (пласт ЮС1); ЮС0 – баженовской свиты, ЮС0-Ач – аномального разреза баженовской свиты; пластами БС162, БС163, БС17, БС20, БС18-19, БС21, БС221, БС222 ачимовской толщи; пластами клиноформного комплекса в составе горизонтов БС102-3, БС11, БС12 и шельфовых пластов БС101, БС100 в верхней части сортымской свиты. Месторождение открыто в 1981 году, (введено в разработку в 1986 году), относится к разрабатываемым. Действующим проектным документом является «Дополнение к технологическому проекту разработки ТевлинскоРусскинского нефтяного месторождения» (филиал ООО «ЛУКОЙЛИнжиниринг» «КогалымНИПинефть» в г. Тюмени, протокол ЦКР Роснедр по УВС от 27.12.2021 № 8486). В разработке находится шесть объектов из десяти – объекты БС102-3, БС11, БС12, БС16-22, ЮС1, ЮС2. По величине начальных извлекаемых запасов Тевлинско-Русскинское месторождение относится к уникальным, по геологическому строению – очень сложное, многопластовое. 1.1 Запасы нефти 7 Подсчет запасов углеводородов Тевлинско-Русскинского месторождения с утверждением ГКЗ производился трижды. В 1986 году (протокол ГКЗ СССР от 18.12.1986 № 10097), в 1991 году (протокол ГКЗ СССР от 22.03.1991 № 11031). Последний подсчет запасов выполнен ЗАО «Недра-Консалт» (протокол ГКЗ Роснедра № 1860-дсп от 27.02.2009). Запасы утверждены в следующих объемах: начальные геологические по категории ВC1 – 667,1 млн т, по категории С2 – 119,7 млн т; начальные извлекаемые по категории ВC1 – 265,6 млн т (КИН – 0,398), по категории С2 – 35,1 тыс. т (КИН – 0,293). Оперативные изменения запасов по пластам Тевлинско-Русскинского месторождения выполнялись неоднократно (16 раз). Последние оперативные изменения запасов проводились в 2022 году по залежам пластов БС10/1, БС10/2+3, БС11, БС12/1, БС12/2, БС18-19, БС20, ЮС0, ЮС0-Ач, ЮС1, ЮС2 и оперативный подсчет запасов по новым залежам пластов БС12/1, БС20, ЮС1, а также значение показателя проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины по залежам пластов ЮС1 и ЮС2 (протокол ФАН № 03-18/1336-пр от 27.12.2022). Запасы месторождения оценены по категориям А, В1, В2 согласно действующей «Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов», утвержденной Приказом Минприроды Российской Федерации от 01 ноября 2013 года № 477 и «Методическим рекомендациям по применению классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов». По состоянию на 01.01.2023 на государственном балансе начальные запасы нефти категорий АВ1 числятся в количестве: геологические – 734 300 тыс. т, извлекаемые – 288 858 тыс. т, по категории В2 – 102 677 тыс. т и 26 267 тыс. т соответственно. Текущие извлекаемые запасы нефти категорий АВ1 по состоянию на 01.01.2023 г. по месторождению составляют 71 826 тыс. т или 25,2 % от начальных извлекаемых запасов. По основному объекту разработки Тевлинско-Русскинского месторождения (объект БС102-3) текущие извлекаемые запасы составляют 28 791 тыс. т или 15,3 % от НИЗ. На 01.01.2023 г. накопленная добыча нефти составляет 217,0 млн. т. Отбор от начальных извлекаемых запасов составил 74,8 %, при текущей обводненности продукции 92,7 %, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,296. По уровню добычи нефти 2021 г. обеспеченность запасами составляет 22 года. 1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения 8 Тевлинско-Русскинское месторождение, входящее в комплекс СреднеОбской группы месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, является одним из наиболее сложных многоэтажных месторождений региона. В геологическом строении Тевлинско-Русскинского месторождения принимают участие песчано-глинистые отложения мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и консолидированные породы доюрского фундамента. В соответствии с современной тектонической схемой изучаемое месторождение располагается в пределах восточной части Когалымской вершины, на северо-востоке Сургутского свода Средне-Обского геоблока, осложненного структурами второго порядка. На Тевлинско-Русскинском месторождении залежи располагаются в стратиграфическом диапазоне от тюменской до сортымской свит. Основной нефтесодержащей толщей является комплекс отложений в составе сортымской свиты. Залежи нефти здесь связаны с пластами горизонтов БС10БС12, а также ачимовской толщей (БС162, БС163, БС17, БС18-19, БС21, БС22). Наиболее крупными по размерам и запасам являются залежи, приуроченные к верхней части разреза сортымской свиты в составе горизонта БС10. Основной особенностью строения нижней части сортымской свиты является клиноформный характер развития отложений. Вторая группа залежей связана с отложениями верхней части васюганской (ЮС11, ЮС12) и тюменской (ЮС21, ЮС22) свит юрского возраста. Для пластов средне и верхнеюрских отложений характерно наличие разнонасыщенных прослоев коллекторов на одном гипсометрическом уровне, то есть с вертикальными контактами, что до сих пор не получило должного обоснования. В разрезе Тевлинско-Русскинского месторождения выделяется 4 нефтегазоносных комплекса – среднеюрский, позднеюрский, ачимовский и неокомский. Всего выделено 70 залежей нефти, которые связаны с 17 продуктивными пластами. 9 Параметр Размерность Средняя глубина залегания кровли м Абсолютная отметка ВНК м Тип залежи Продуктивные пласты БС100 БС101 БС102+3 БС11 БС121 БС122 БС162 БС163 БС17 БС18-19 БС20 БС21 БС221 БС222 2309 2339 2381 2357 2404 2413 2672 2712 2645 2631 2620 2654 2646 2668 -2665,72694 -27052719,7 -2623,12700,6 -25622754,4 -25722591 -25732696,7 -2650,3 -2670,5 ПСЛО ПС ПСЛО ПСЛО ПСЛО ПСЛО ПС ПС усл. - - -2423-2460 -2390-2425 -2449 -24462466 ЛО ЛО ПСЛО ПСЛО ПСЛО ПСЛО Тип коллектора ЮС0 2606; 2691 -26972725 ЮС0-Ач ЮС1 2671 2755 ЮС2 2804 - -26792920 -27462808 ПСЛО ПСЛТЭ ПСЛТЭ Терригенный, поровый Площадь нефте/газоносности тыс. м2 434 59191 475276 126436* 85214* 58891* 8327 2718 6373 128970 11104 13094 333 241 16995 6213 466208 359363 Средняя общая толщина м 16,7 13,1 52,9 38,1 17,9 32,2 21,7 17,0 31,4 43,5 28,6 34,7 18,7 16,7 38,1 25,0 17,9 27,2 Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина м 2,2 0,8 9,7 5,2 3,3 7,0* 2,2 2,2 8,8 5,1 3,8 2,0 2,8 1,3 3,6 6,3 4,2 3,4 4,1 4 0,16 0,16 0,07 0,17 0,15 Средняя эффективная водонасыщенная толщина м 9,9 - 10,3 8,6 4,7 4,6 4 0,8 4,6 14,7 7 9,4 4,6 Коэффициент пористости д. ед. 0,20 0,17 0,20 0,19 0,19 0,19 0,17 0,18 0,17 0,17 0,18 0,17 0,17 Коэффициент нефтенасыщенности пласта д. ед. 0,53 0,37 0,63 0,54 0,47 0,54 0,54 0,51 0,50 0,49 0,48 0,43 0,40 0,45 0,44 0,85 0,57 0,57 Проницаемость мкм2 0,033 0,010 0,073 0,012 0,010 0,012 0,003 0,005 0,003 0,005 0,006 0,002 0,001 0,001 0,001 0,0025** 0,008 0,002 Коэффициент песчанистости д. ед. 0,841 0,079 0,340 0,236 0,250 0,330 0,167 0,300 0,380 0,463 0,475 0,200 0,480 0,200 0,220 0,25** 0,439 0,247 Расчлененность ед. 4,0 1,1 12,0 8,0 4,1 8,5 3,3 7,0 6,3 14,3 8,0 7,8 12,0 5,0 5,9 1** 6,0 5,0 Начальная пластовая температура о С 83 83 83 83 83 83 85 85 85 85 85 85 85 85 87 87 88 90 Начальное пластовое давление МПа 24,7 24,7 24,7 24,8 25,1 25,1 26,3 26,4 26,5 26,6 26,6 26,7 26,8 26,9 25,4 25,4 28 28 Вязкость нефти в пластовых условиях мПа×с 1,27 1,27 1,484 1,63 2,376 2,376 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 1,02 1,02 1,027 1,027 5,3 Плотность нефти в пластовых условиях г/см3 0,790 0,790 0,790 0,830 0,802 0,802 0,789 0,789 0,789 0,789 0,789 0,789 0,789 0,789 0,786 0,786 0,731 0,731 Плотность нефти в поверхностных условиях г/см3 0,868 0,868 0,858 0,858 0,852 0,852 0,843 0,843 0,843 0,843 0,843 0,843 0,843 0,843 0,843 0,843 0,822 0,866 Объемный коэффициент нефти д. ед. 1,106 1,106 1,130 1,130 1,153 1,153 1,168 1,168 1,168 1,168 1,168 1,168 1,168 1,168 1,168 1,168 1,252 1,093 Содержание серы в нефти % 0,38 0,96 1,06 1,19 1,17 1,17 0,94 0,94 0,94 0,94 0,94 0,94 0,94 0,94 0,94 1,15 0,87 1,66 Содержание парафина в нефти % 3,01 3,01 2,85 3,36 2,29 2,29 2,67 2,67 1,85-3,27 2,67 2,67 2,67 2,67 2,67 3,38 2,68 2,7-3,47 2,96 Давление насыщения нефти газом МПа 8,89 8,89 8,89 7,50 8,52 8,52 7,96 7,96 7,96 7,96 7,96 7,96 7,96 7,96 9,64 9,64 10,7 10,7 Газосодержание м3/т 47 47 51 51 58 58 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 103 50 Содержание сероводорода % Вязкость воды в пластовых условиях мПа×с 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,37 0,37 0,37 0,37 0,37 0,37 0,37 0,37 0,37 0,37 Плотность воды в поверхностных условиях г/см3 1,0118 1,0118 1,0118 1,0119 1,0117 1,0117 1,0116 1,0116 1,0116 1,0116 1,0116 1,0116 1,0116 1,0116 не обнаружен 0,36 0,35 1,0135 1,0121 15,4 15,4 Сжимаемость нефти 1/МПа×10-4 10 10 10 10,8 11,3 11,3 12,2 12,2 12,2 12,2 12,2 12,2 12,2 12,2 воды 1/МПа×10-4 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 породы 1/МПа×10-4 0,63 0,56 0,62 0,51 0,51 0,51 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,45 Коэффициент вытеснения (водой) д. ед. 0,502 0,394 0,564 0,510 0,462 0,510 0,395 0,373 0,365 0,353 0,346 0,310 0,284 0,324 0,305 15 15 4,7 4,7 0,28 0,49 0,43 0,471 0,497 0,493 Таблица 1. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Тевлинско-Русскинского месторождения 10 1.2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза Геологический разрез рассматриваемого района представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и доюрских образований. В геологическом строении мезо-кайнозойского осадочного чехла, залегающего со стратиграфическим несогласием непосредственно на породах палеозоя, принимают участие песчано-алевритовые и глинистые породы юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возраста. Породы юрской системы залегают на фундаменте и его коре выветривания и представлены тремя отделами. В их составе выделяются горелая, тюменская, васюганская, георгиевская и баженовская свиты. Нижнеюрский отдел (J1) (горелая свита). Горелая свита (J1p-J1t) выделяется в основании осадочного чехла в составе нижнего отдела. Литологически по керну она представлена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов и их тонким переслаиванием. Песчаники серые, светло-серые, в основном мелкозернистые на глинистом и глинисто-карбонатном цементе с различного типа слоистостью, слабопроницаемые. Аргиллиты серые и темно-серые, тонкотмученные и алевритистые, массивные, плитчатые, с углефицированными остатками растений. Общая толщина отложений горелой свиты по данным сейсморазведки изменяется от 50 м до 240 м. Среднеюрский отдел. Отложения среднего отдела объединены в тюменскю свиту. Тюменская свита (J2a-J3k1) выделяется в основном в составе отложений среднеюрского возраста. Отложения свиты вскрыты на глубинах 2800-2950 м. Литологически они представлены неравномерным чередованием и переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Песчаники серые, светло-серые, мелко- и среднезернистые, алевритистые, плотные, крепкие, с тонкими пропластками углистого материала, что обуславливает в породе горизонтально-волнистую слоистость. Алевролиты от светло-серых до темносерых, кварцево-полевошпатовые, известковистые, с глинистым и карбонатно-глинистым цементом. Аргиллиты темно- серые с коричневатым оттенком и черные, плотные, крепкие, с полураковистым, неровным изломом, с включениями конкреций рассеянного пирита. Нефтегазоносность отложений тюменской свиты связана обычно с верхним в ее разрезе горизонтом ЮС2. На месторождении выявлено крупное по площади скопление нефти в пластах ЮС21 и ЮС22, которое является продолжением единого нефтеносного поля Русскинского месторождения. 11 Верхнему отделу (келловейский, оксфордский, киммериджский и волжский ярусы) соответствуют свиты — васюганская, георгиевская и баженовская. Васюганская свита (J3k-o) вскрыта всеми пробуренными скважинами на глубинах 2765-2848 метров. По характеру своего строения свита подразделяется на две подсвиты. Нижняя часть васюганской свиты (келловейский и оксфордский ярусы) сложена аргиллитами тёмно-серого цвета, тонкослоистыми, известковистыми, иногда переходящими в известняк, местами с прослоями битуминозных аргиллитов. Верхняя часть васюганской свиты представлена песчаниками и алевролитами тёмно-серыми, мелкозернистыми, слюдистыми, глинистыми, слабо известковистыми, с подчинёнными прослоями аргиллитов. Толщина свиты 53-75 м. К отложениям верхней подсвиты приурочены продуктивные пласты ЮС11 и ЮС12, с которыми связаны залежи структурного и структурнолитологического типа. Кровля верхнего пласта ЮС11 совпадает с резкой литологической границей: серые песчано-алевритовые породы сменяются вверх по разрезу зеленовато-серыми глауконитовыми глинисто-алевритовыми породами георгиевской свиты. Нижняя подсвита представлена в основном глинами и глинистыми алевролитами с редкими спорадически развитыми прослоями песчаников. Толщина васюганской свиты изменяется от 60 м до 80 метров. Георгиевская свита (J3km) (киммериджский ярус) сложена аргиллитами тёмно-серыми, почти чёрными, слабо битуминозными, с прослоями и линзами алевролита и песчаника, содержащими многочисленную фауну. Отложения ее согласно залегают на породах васюганской свиты. Толщина отложений свиты колеблется от 1,2 м до 3,4 метров. Баженовская свита (J3v) согласно залегает на породах георгиевской свиты на глубинах 2709 – 2832 м. Разрез свиты представлен буровато-чёрными, тонкоплит-чатыми аргиллитами с тонкими прослоями глинистого листоватого материала и известняков с вкраплениями пирита, с большим количеством органического материала. Толщина свиты 20-30 м. Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложенными морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками. Нижний отдел (сортымская, усть-балыкская, сангопайская, алымская, покурская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты). 12 Сортымская свита (K1b-K1v) на территории месторождения вскрыта на глубинах от 2265 м до 2392 м. Отличительной особенностью строения является наличие в ее разрезе мегакосослоистых комплексов пород клиноформного строения. Только в верней части, непосредственно под глинами чеускинской пачки разрез характеризуется покровным развитием. Сортымская свита залегает в основании нижнемелового разреза и представлена четырьмя толщами. Первая толща (подачимовская) сложена темно-серыми, почти черными аргиллитами плотными, массивными, слабоизвестковистыми, прослоями битуминозными, содержащими фауну аммонитов, пелеципод и фораминифер берриасского яруса. Толщина подачимовской толщи до 45 метров. Вторая толща – преимущественно глинистые породы, серые, светлосерые, иногда с голубоватым оттенком, известковистые. Аргиллиты, как правило, содержат до 20%, иногда больше, алевритового материала. К этой части разреза приурочены имеющие спорадическое развитие ачимовские отложения, которые являются на месторождении промышленно нефтеносносными. Ачимовские отложения представлены переслаивающимися песчаноалеврито-глинистыми породами, имеют сложное строение. Ачимовская толща не выдержана по площади и разрезу. Нижняя граница толщи следится почти четко, а верхняя определяется степенью развития песчаной фации. К этой части разреза приурочены отложения продуктивных пластов группы БС16БС22. Общая толщина ачимовской пачки изменяется от 5 м до 163 метров. Третья толща сортымской свиты – глинистая, представлена глинами аргиллито-подобными темно-серыми, плитчатыми, слюдистыми с прослойками и линзами светло-серого песчаного материала. Четвертая толща представлена чередованием песчаников и алевролитов с аргиллитами и аргиллитоподобными глинами. К этой части разреза приурочены промышленно нефтеносные пласты горизонтов БС10-БС12. По керну песчаники серые, преимущественно мелкозернистые, иногда переходящие в крупнозернистые алевролиты. По составу аркозовые, глинистые, однородные. Обломочный материал отсортирован средне, по форме угловатый или угловато-окатанный. Цемент песчаников, в основном, глинистый. Встречаются прослои с глинисто-карбонатным цементом. Завершается разрез сортымской свиты пачкой аргиллитов темно-серых, плотных, слабо алевритистых. На Сургутском своде эта пачка аргиллитов имеет покровное распространение и в стратиграфической схеме выделена как чеускинская. 13 В сортымской свите встречена фауна аммонитов и фораминифер берриасского и валанжинского ярусов. Толщина свиты возрастает с запада на юго-восток и изменяется от 400 метров до 506 метров. Усть-Балыкская (K1 v+g) представляет собой толщу переслаивания песчаников и алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин. Свита делится на две части: нижнюю, включающую в себя пласты БС7-БС9, и верхнюю с пластами БС1-БС6. В пределах нижней подсвиты усть-балыкской свиты выделяется сармановская пачка, которая является зональным репером в пределах Широтного Приобья. Отложения сармановской пачки, в основном, представленыны глинами аргиллитоподобными от серых до темно-серых, преимущественно однородными, местами с линзовидно-волнистой слоистостью. В верхней части отложения сармановской пачки опесчаниваются (песчаники серые), к ней приурачивается пласт БС7. Осадки свиты накапливались в условиях открытого морского бассейна. В осадках встречаются раковины аммонитов и фораминифер. По литологическому составу породы свиты в пределах Тевлинско-Русскинского месторождения имеют значительное сходство с породами сортымской свиты. Наиболее существенным отличием между ними является обедненность комплексов встреченной фауной и несколько повышенная глинистость песчаников и алевролитов. В пределах верхней подсвиты выделяется пимская пачка, которая представлена темно-серыми, однородными аргиллитоподобными глинами. Сангопайская свита (K1g+br) Состоит из верхней и нижней подсвит, разделенных тонкотмученными серыми агиллитоподобными глинами быстринской пачки, которая формировалась в условиях мелководья или даже в замкнутых континентальных бассейнах. Подтверждением этому служат состав, окраска пород, а также комплекс органических остатков. Довольно редкие комплексы фораминифер встречаются в нижней части свиты. В верхней же части найдены остатки пресноводных остракод и пелеципод. Нижняя пдсвита представлена аргиллитоподобными глинми серыми, зеленовато-серыми до зеленых, с неясно выраженной слоистостью, вверху комковатыми, перемятыми, с зеркалами скольжения. Отличительной чертой песчаников и алевролитов является слабая отсортированность обломочного материала и каолинитовый состав цемента. Возраст сангопайской свиты принимается по схеме как готеривбарремский. Толщина отложений свиты увеличивается в западном направлении достигая 434 метра. 14 Алымская свита (K1a), залегающая на породах сангопайской свиты, представляет собой толщу преимущественно глинистых пород темно-серого, почти черного цвета с линзами и тонкими прослойками алевролитов. Осадки этой толщи накапливались в сильно опресненном бассейне и резко отличаются от зелено-цветных и пестроцветных глин готерив-баррема. Толщина свиты возрастает с юго-востока на северо-запад и достигает максимальной толщины в скважине 10Р-Т – 141 метр. Покурская свита (K1a-al+K2sm) представляет собой мощную толщу (791 – 874 метра) довольно неравномерного переслаивания песчаноглинистых пород. На крайнем западном и юго-западном склонах Сургутского свода возрастным аналогом покурской свиты являются две свиты: нижняя, преимущественно глинистая, альбского возраста – ханты-мансийская и верхняя, в основном, песчано-алевритовая – уватская, относимая к сеноману. В покурской свите выделяются две подсвиты. Нижняя – более глинистая, для которой характерна большая уплотненность осадков. Здесь выделяются глины аргиллитоподобные, часто массивные, редко известковистые, довольно плотные, глинистые, слюдистые. В верхней части преобладают песчаники и алевролиты, по минералогическому составу аналогичные нижним, но значительно менее уплотненные, глинистые прослои также представлены менее уплотненными, часто комковатыми или бесструктурными разностями. В самой верхней части появляются зеленовато-цветные породы и углистые обрывки. Для всей свиты, в целом, характерно присутствие обильного углистого детрита и включений сидерита. Фауной отложения не охарактеризованы. Толщина покурской свиты достигает 874 метра, увеличиваясь с юго-востока на запад. Верхний отдел меловой системы включает верхнюю часть покурской свиты, кузнецовскую, березовскую и ганькинскую свиты. Кузнецовская свита (K2t - k). Темно-серыми, почти черными аргиллитоподобными глинами туронского яруса начинается разрез морских осадков верхнего мела. Вверх по разрезу глины постепенно меняют окраску от темно-серых до серых. На зеленовато-серых алевритистых глинах залегают алевролиты глауконитовые которые сменяются глинами серыми с редкими включениями глауконита. Глины обогащены фауной фораминифер, иноцерамов, бакулитов и др. Встречается рассеянный пирит. Глины кузнецовской свиты выдержаны по площади и разрезу и являются региональным репером в пределах Западной Сибири. Толщина отложений кузнецовской свиты изменяется от 15 до 25 метров. Березовская свита (K2k-st-km), подразделяется на две подсвиты. Нижняя сложена преимущественно опоками и глинами. Опоки светлые, 15 голубовато-серые, прослоями до черных, плотные, алевритистые. В породах фауна радиолярий, фораминифер коньяк-сантонского яруса. Толщина подсвиты изменяется от 67 до 82 метров. Верхняя подсвита березовской свиты сложена светлыми зеленовато-серыми глинами с редкими прослоями опок и опоковидных глин, в которых содержится фауна сантонского и кампанского ярусов. Отмечается тенденция увеличения толщины подсвиты в западном и юго-восточном направлении. Ганькинская свита (K2m+P1d) завершает разрез отложений меловой системы. Сложена свита глинами серыми, зеленовато-серыми, известковистыми до известковых, переходящих в мергели. В породах встречаются зерна глауконита. Фауна фораминифер маастрихтского яруса. Датский ярус выделяется по положению в разрезе условно, так как свидетельства перерыва осадконакопления между верхнемеловыми и палеогеновыми породами не встречены. Толщина ганькинской свиты изменяется от 67 м до 104 м. Толщина свиты возрастает с юга на север. Палеогеновая система. Палеогеновые отложения согласно залегают на меловых отложениях и представлены морскими осадками палеоцена, эоцена и континентальными отложениями олигоцены. В составе палеогеновой системы выделяются морские осадки верхней части ганькинской, талицкой, люлинворской, тавдинской свит и континентальные отложения атлымской, новомихайловской и туртасской свит. Талицкая свита (P1). Литологически осадки талицкой свиты представлены монтмориллонитовыми глинами, темно-серыми, плотными, аргиллитоподобными, иногда тонколистоватыми. В верхней части глины обогащены линзовидными включениями алевритового материала. Толщина свиты изменяется от 102 м до 132 м. Увеличение толщины наблюдается с юговостока на северо-запад. Люлинворская свита (Р2) представляет собой толщу светло-серых, зеленоватых, прослоями почти белых глин. В нижней части опоковидных, в верхней диатомовых, переходящих в диатомиты. По возрасту эти отложения относятся к нижнему-среднему эоцену, толщина их составляет 180-200 метров. Тавдинская свита (Р3) завершает разрез морского палеогена. Сложена свита глинами серыми, зеленовато-серыми, зелеными, тонкослоистыми до листоватых, прослоями алевритистыми или с включениями линз алевритов. Толщина свиты до 180 метров. 16 Атлымская свита (Р3) сложена песками кварцевыми, разнозернистыми с прослоями линзовидных включений песчанистых глин. Толщина свиты до 50 метров. Новомихайловская свита (Р3) включает в себя глины серые, коричневато-серые, зеленовато-серые, часто комковатые, с включением слабоуплотненных алевритов и бурых углей. Толщина свиты 30-60 метров. Туртасская свита (Р3) завершает разрез палеогена. Она сложена алевритами, песками и глинами. Пески и алевриты кварцевые с включениями зерен глауконита. Толщина свиты 40-70 метров. Отложения неогена развиты не повсеместно. Они представлены чередованием песков и алевролитов буровато- и желтовато-серых, супесями и суглинками серыми. Толщина отложений 80-100 метров. Четвертичная система На размытой поверхности континентальных отложений палеогена со стратиграфическим несогласием залегают четвертичные образования, представленные ледниково - морскими и озерно - аллювиальными осадками. Литологический состав пород разнообразен. Нижняя часть состоит из грубозернистых песков с включением гравия, гальки, валунов. Выше по разрезу породы глинизируются и представляют смесь суглинков с толщей торфяников, глин, супесей, песков. Толщина четвертичных отложений изменяется в пределах 40-60 метров, местами достигая 200 м. 1.2.2 Структурно-тектоническая характеристика В тектоническом отношении изучаемая территория приурочена к центральной части Западно-Сибирской плиты, являющейся одним из крупнейших тектонических элементов земной коры. По степени изменённости слагающих пород и тектоническим особенностям плиты в ее пределах выделяется три структурно-тектонических этажа: складчатый фундамент, промежуточный структурный этаж и платформенный чехол. Складчатый фундамент имеет гетерогенное строение, разбит на блоки различной амплитуды и ориентировки, окончательно консолидировавшиеся в позднегерцинскую эпоху складчатости, и представляет собой гранитногнейсово-сланцевый цоколь архей-протерозой-кембрийского возраста, формировавшийся в условиях повышенной тектонической активности. В эпоху позднепалеозойской - раннемезозойской активизации тектономагматических процессов фундамент был прорван дайками и силами субинтрузивных и гипабиссальных пород. 17 Промежуточный структурный этаж сложен породами позднепалеозойско-триасового возраста. Во вскрытых скважинами разрезах присутствуют, в основном, эффузивные породы основного и кислого состава. Формирование промежуточного структурного этажа происходило в менее интенсивных тектонических условиях. На породах промежуточного этажа с угловым несогласием залегают осадочные образования платформенного чехла, толщина которых в пределах исследуемой территории изменяется в интервале 3400-3600 м. Платформенный чехол характеризуется относительно слабой дислоцированностью и слабой степенью метаморфизма пород. К отложениям этой части разреза приурочены основные скопления нефти и газа. Формирование платформенного чехла происходило в мезозойскокайнозойское время в условиях длительного устойчивого прогибания фундамента. Особенности развития структурного плана территории изучены по отражающим горизонтам А (кровля доюрского основания), Т (кровля тюменской свиты), Б (кровля баженовской свиты), М (кровля алымской свиты), С (кровля березовской свиты). Территория Широтного Приобья достаточно велика и потому фундамент имеет разнообразное строение. Так, согласно «Тектонической карте фундамента Западно-Сибирской плиты» В.С. Суркова район работ приурочен к области позднегерцинской складчатости. Центральная часть исследуемого полигона с севера на юг осложнена проторогенными прогибами и внутренними впадинами. В западной части территории выделяются ядра антиклинориев, сложенные байкальскими складчатыми комплексами, осложненными интрузивными телами кислого и среднего состава. Фундамент дислоцирован тектоническими нарушениями в субмеридиональном направлении (рис. 1.1). 18 Рис. 2. Фрагмент тектонической карты фундамента Западно-Сибирской плиты и ее обрамления (под ред. В.С. Суркова, 2000 г.) Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского платформенного чехла под редакцией И.И.Нестерова (рис. 2) ТевлинскоРусскинское месторождение располагается в пределах ТевлинскоРусскинского малого вала, объединенного тектонически с Савуйским структурным носом, представляющих структуры второго порядка. Осложняющими элементами являются Тевлинская, Сорымская, Иминская, Русскинская и другие структуры 3 порядка. С запада Тевлинско-Савуйская зона поднятий ограничена Восточно-Венглинским прогибом (II порядка), на востоке – Южно-Ягунским и Западно-Ягунским малыми прогибами. 19 Рис. 3. Выкопировка из тектонической схемы мезозойскокайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы (под ред. И.И. Нестерова, 1990 г.) 20 На современной тектонической карте, составленной под редакцией В.И. Шпильмана (рис. 3) месторождение располагается в пределах восточной части Когалымской вершины на северо-востоке Сургутского свода Среднеобского геоблока, осложненного структурами второго порядка. Группа осложняющих площадь месторождения локальных поднятий III порядка таких, как Русскинское, Сорымско-Иминское, Западно-Иминское, Сорымское, ЗападноТевлинское и Тевлинское условно объединяется в Тевлинско-Русскинскую зону и в совокупности представляет собой вал субмеридионального направления. На севере этот вал, заканчивающийся Тевлинским локальным поднятием, ограничен Имилорским прогибом широтного направления. На юге, за Русскинским локальным поднятием, ограничен Савуйской седловиной. На востоке, Тевлинско-Русскинская зона отделяется слабо выраженным прогибом от Коголымской группой поднятий. На западе исследуемые поднятия ограничены Тончинским прогибом, на северо-западе сочленяются с Конитлорской террасой. Таким образом, на тектонической карте по мезокайнозойскому чехлу Тевлинско-Русскинская группа поднятий вместе с Коголымской образуют две структурные дуги субмеридионального направления, названых Коголымской вершиной, которая с запада и с востока ограничена такими же вытянутыми в субмеридиональном направлении отрицательными структурами, а с юга и с севера прогибами субширотного простирания. 1.3 Продуктивные пласты Тевлинско-Русскинское нефтяное месторождение Сургутского нефтегазоносного района в геологическом отношении относится к сложным. Залежи нефти связаны с пластами горизонтов БС10-БС12, а также с ачимовской толщей (БС16-2, БС16-3, БС17, БС18-19, БС21, БС22). Комплекс в составе сортымской свиты является основной нефтесодержащей толщей. Залежи нефти в ней связаны с пластами горизонтов БС10-БС12, а также ачимовской толщей. Наиболее крупными по размерам и запасам являются залежи, приуроченные к верхней части разреза сортымской свиты в составе горизонта БС10-2+3, в котором сосредоточено 53,0 % всех запасов нефти месторождения. Пласты горизонта БС10-2+3имеют сложное геологическое строение и характеризуются высокой неоднородностью в разрезе и невыдержанностью по площади. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов также резко изменчивы по разрезу и площади. Проницаемость изменяется от 0,051 мкм2 до 0,166 мкм2, пористость в пределах 19 - 23 %. Залежи нефти пластов БС10-0 и БС10-1 расположены, соответственно, в северной и центральной частях лицензионного участка. В пласте БС10-0 21 выявлено две залежи, в пласте БС10-1 – одна залежь, залежи по типу литологически ограниченные. В отложениях васюганской свиты нефтегазоносность разреза установлена в пластах ЮС11 и ЮС12. Залежи нефти горизонта ЮС1 (всего 26 залежей, 35 % всех залежей) относительно равномерно размещены по всей площади лицензионного участка. В пласте ЮС11 выявлено 20 залежей нефти, четыре залежи – структурно-литологические, 11 залежей относится к пластово-сводовому типу, три залежи - литологически ограниченного типа, одна залежь - пластовая экранированная, одна залежь выделена условно. В пласте ЮС12 выявлено шесть залежей нефти, три – структурнолитологического типа, три - пластово-сводового. Залежи нефти горизонтов БС11 и БС12 расположены в северной, северовосточной и центральной частях лицензионного участка. В пласте БС11-1 выявлены две залежи структурно-литологического типа, в пласте БС11-2 - одна залежь нефти литологически ограниченного типа. Наибольшее количество залежей нефти (30 залежей, 42 % всех залежей месторождения), разведано в отложениях ачимовской толщи, которые распределены по всей площади лицензионного участка. В пластах БС 16-2 и БС16-3 выявлено, соответственно, три и две залежи нефти, из которых три относится к типу пластово-сводовых, две – к структурно-литологическому, в пласте БС17 – три залежи структурно-литологического типа, в пласте БС18-19 – 17 залежей нефти (15 залежей относятся к типу пластово-сводовых, две - к структурно-литологическому), в пласте БС21 выявлено три залежи: две структурно-литологического, одна пластово-сводового типа, в пластах БС22-1 и БС22-2 разведано по одной залежи нефти пластово-сводового типа. 2.Технологическая часть 2.1. Проектные решения и технология разработки Таблица 2. Проектные и научно-исследовательские работы по разработке Тевлинско-Русскинского месторождения Дата составлен ия Организация Дата утверждения или отклонения 1984 г. СибНИИНП Утверждена протоколом ЦКР № 1102 от 27.07.84 г. 1984 г. СибНИИНП Утвержден протоколом тех. сов. ГТНГ № 115 от 14.10.84 г. Проект пробной эксплуатации СорымоРусскинского месторождения 1985 г. БашНИПИ Утвержден протоколом упр. раз МНП от 19.02.85 г. Проект пробной эксплуатации ЗападноТевлинского месторождения 1985 г. Волгогр. НИПИ Утвержден протоколом упр. раз МНП от 05.12.85 г. Проект пробной эксплуатации Икилорского месторождения 1987 г. БашНИПИ Утвержден протоколом ЦКР № 1102 от 18.12.87 г. Технологическая схема разработки Тевлинско-Русскинского месторождения 1987 г. БашНИПИнефть Утверждена протоколом ЦКР № 1272 от 30.11.87 г. Название проектного документа Технологическая схема разработки Сорымско-Русскинского месторождения. Для проектирования внешних коммуникаций Проект пробной эксплуатации ЗападноСорымского месторождения 22 Технологическая схема разработки с закачкой газа высокого давления 1987 г. Союзнефтеотдача Дополнительная записка к технологической схеме разработки 1990 г. СибНИИНП 1991 г. ТЭЦ «Нефтепрогресс» Утвержден протоколом ЦКР № 1524 от 14.01.93 г. 1992 г. ОАО «ВНИИОЭНГ» Утверждена протоколом ЦКР № 1605 от 18.11.93 г. 2005 г. ТФ ООО «КогалымНИПИнефть» Принят протоколом ТО ЦКР по ХМАО № 673 от 16.06.2005 г. 2007 г. ТФ ООО «КогалымНИПИнефть» Принят протоколом ЦКР Роснедра №4204 от 26.12.2007 г. 2009 г. ООО «КогалымНИПИнефть» Принят протоколом ЦКР Роснедра №4783 от 17.12.2009 г. ООО «КогалымНИПИнефть» Филиал ООО «ЛУКОЙЛИнжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени Филиал ООО «ЛУКОЙЛИнжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени Принят протоколом ЦКР Роснедра №6087 от 11.12.2014 г. Проект опытной эксплуатации с помощью горизонтальных скважин ЗападноСорымской площади Технологическая схема разработки системой горизонтальных скважин Анализ разработки Тевлинско-Русскинского месторождения «Авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки Тевлинско-Русскинского месторождения» Проект разработки Тевлинско-Русскинского месторождения Дополнение к проекту разработки Тевлинско-Русскинского месторождения 2014 г. Дополнение к проекту разработки Тевлинско-Русскинского месторождения 2017 г. Дополнение к технологическому проекту разработки Тевлинско-Русскинского нефтяного месторождения 2021 г. Утверждена протоколом ЦКР № 55 от 01.04.88 г. Протокол ЦКР № 1402 от 17.01.91 г. Утверждена протоколом ЦКР № 1437 от 31.07.91 г. Принят протоколом ЦКР Роснедра № 89-17 от 19.12.2017 г. Принят протоколом ЦКР Роснедра № 8486 от 27.12.2021 г. Действующим проектным документом является «Дополнение к технологическому проекту разработки Тевлинско-Русскинского нефтяного месторождения», выполненное и утвержденное в 2021 году со следующими основными положениями и технологическими показателями: - Максимальные проектные уровни по месторождению в целом (запасы категорий А+В1): добычи нефти – 3606,9 тыс. т (2022 год); добычи жидкости – 48406,9 тыс. т (2022 год); закачки воды – 53401,8 тыс. м3 (2022 г.); добычи растворённого газа – 261,8 млн м3 (2022 г.); использование растворённого газа – 95 %. - Максимальные проектные уровни по месторождению в целом (запасы категорий А+В1+В2): добычи нефти – 3636,6 тыс. т (2022 год); добычи жидкости – 48483,3 тыс. т (2022 год); закачки воды – 53468,2 тыс. м3 (2022 г.); добычи растворённого газа – 261,7 млн м3 (2022 г.); использование растворённого газа – 95 %. На Тевлинско-Русскинском месторождении примененяют следующих систем разработки: Объект БС102+3 – обращенная семиточечная и блоковая трехрядная в сочетании с очаговым заводнением (расстояние между скважинами 500 м); Однорядная система размещения многозабойных добывающих и 23 горизонтальных нагнетательных скважин без применения гидроразрыва пласта по залежи 4. Уплотнение сетки скважин зарезкой боковых стволов, переводами и применением установок ОРЭ; Объект БС11 – обращенная семиточечная и обращенная скошенная девятиточечная системы разработки с расстоянием между скважинами 500 м. Уплотнение сетки скважин переводами и применением установок ОРЭ; Объект БС12 – однорядная система размещения добывающих ГС (направление север-юг) и нагнетательных наклонно-направленных скважин в северной части залежи. Трехрядная система размещения скважин в центральной части залежи, обращенная семиточечная в южной части залежи (500×433) Уплотнение сетки скважин бурением новых скважин, переводами и применением установок ОРЭ; Объект БС16-22 – обращенная скошенная девятиточечная система с заменой части наклонно-направленных скважин горизонтальными (направление запад-восток) на залежах 1 (БС18-19) и 4 (БС20). Остальные залежи объекта возвратным фондом скважин, очаговое заводнение; Объект ЮС1 – обращенная семиточечная система разработки по залежам 2, 5, 10, треугольная сетка скважин приконтурным заводнением планируется по залежам 3, 4, 8а, 16, 20. Возвратным фондом скважин по залежам 1а, 6, 8, 11, 14, 19, в т.ч. по залежи 6 формирование очагового заводнения, по залежи 14 пятиточечная система, по залежам 1а, 8, 11, 19 единичными скважинами на естественном режиме. Однорядная система разработки по залежам 1, 17, 21. Скошенная девятиточечная система разработки по залежам 7, 13, 9, 12, 14а, 18, в т.ч по залежи 13 разрежение сетки скважин в толщинах менее 3 м, часть залежи 14а разрабатывается возвратным фондом по пятиточечной системе; Объект ЮС2 – однорядная система размещения скважин с применением горизонтальных добывающих и наклонно-направленных нагнетательных скважин. Во всех скважинах выполняется ГРП или МГРП (5 стадий) с массой проппанта более 30 тонн/порт (операцию). При выявлении русел водонасыщенного пласта ЮС3 преобразуется ряд наклоннонаправленных нагнетательных скважин в горизонтальные с длиной горизонтального участка от 200 до 300 м, через одну. Расстояние в ряду – 400 м. Количество стадий ГРП в горизонтальной добывающей скважине увеличивается до 10 с объем проппанта 5-10 тонн на стадию, в нагнетательной количество стадий 5 с объемом проппанта 5-10 тонн на стадию. Залежь 2 вовлекается в разработку возвратным фондом скважин с объекта ЮС1; Объект ЮС0-Ач –возвратным фондом скважин с формированием очагового заводнения; 24 Объект ЮС0 – возвратным фондом скважин с формированием очагового заводнения; Объект БС100 – возвратным фондом скважин на естественном режиме; Объект БС101 – возвратным фондом скважин по треугольной сетке с организацией избирательного заводнения. Общий фонд скважин (запасы категорий А+В1+В2) – 4843, в том числе: добывающих – 2642 (из них горизонтальных – 443, многозабойных – 23), нагнетательных – 1888 (из них горизонтальных – 104), контрольных – 76, ликвидированных – 161, водозаборных – 76 Фонд скважин для бурения (запасы категорий А+В1+В2) – 1425, в том числе: добывающих – 1049 (из них нагнетательных с отработкой на нефть – 320), нагнетательных – 362, водозаборных – 14. Достижение КИН в целом по месторождению для запасов категорий АВ1 – 0,394, в т.ч. по объектам: Таблица 3. КИН, Квыт и Кохв для каждого объекта разработки Объект КИН Квыт Кохв БС102+3 0,450 0,564 0,798 БС11 0,368 0,511 0,720 БС12 0,351 0,490 0,716 БС16-22 0,277 0,342 0,810 ЮС1 0,310 0,496 0,625 ЮС2 0,256 0,492 0,520 ЮС0-Ач 0,201 0,322 0,624 ЮС0 0,200 0,471 0,425 БС100 0,300 0,502 0,598 БС101 0,238 0,399 0,596 Накопленная добыча нефти по месторождению в целом (категории запасов A+В1+В2) – 306 992 тыс. т, КИН (запасы категорий А+В1+В2) – 0,383. 2.2. Текущее состояние разработки. Состояние фонда скважин На 01.01.2023 пробурена 3500 скважин, из них 7595 скважин числятся в эксплуатационном фонде 1675 добывающих, 1121 нагнетательных, 38 водозаборных, 11 поглощающих, 326 скважин в консервации (280 добывающих, 46 нагнетательных, 23 водозаборных), 115 скважин – в контрольном фонде, 188 скважин – в ликвидации или в ожидании ликвидации. Из 1675 добывающих скважин эксплуатационного фонда 1516 действующих, 158 скважин – в бездействии, одна добывающая скважина находится в освоении. 25 По обводненности добываемой продукции действующий добывающий фонд распределяется следующим образом (рисунок ): от 2 до 20 % – 33 скв. (2,2 % фонда); от 20 до 50 % – 158 скв. (10,4 % фонда); от 50 до 90 % – 439 скв. (29 % фонда); от 90 до 95 % – 193 скв. (12,7 % фонда); более 95 % – 693 скв. (45,7 % фонда). Рисунок 5 – Распределение действующего фонда добывающих скважин по обводненности. Тевлинско-Русскинское месторождение Распределение действующего добывающего фонда по дебиту жидкости выглядит следующим образом: 394 скважин или 26 % действующего фонда эксплуатируются с дебитом жидкости от 20 до 50 т/сут, 314 скважин или 20,7 % действующего фонда – с дебитом жидкости 50-100 т/сут, 129 скважин или 8,5 % действующего фонда – с дебитом жидкости 100-150 т/сут, 335 скважин или 22,1 % действующего фонда – с дебитом жидкости больше 150 т/сут, 208 скважин или 13,7 % действующего фонда – с дебитом жидкости 10-20 т/сут, 136 скважины или 9 % действующего фонда – с дебитом жидкости меньше 10 т/сут Основное количество скважин – 753 скважин или 49,7 % действующего фонда – работают с дебитом нефти от 2,5 до 10 т/сут, 180 скважин или 11,9 % действующего фонда – с дебитом нефти от 10 до 20 т/сут, 69 скважина или 4,6 % действующего фонда – с дебитом нефти от 20 до 50 т/сут, 7 скважин или 0,5 % действующего фонда – с дебитом нефти больше 50 т/сут, 327 скважин или 21,6 % действующего фонда – с дебитом нефти от 1,0 до 2,5 т/сут, 180 скважин или 11,9 % действующего фонда – с дебитом нефти меньше 1,0 т/сут. 26 Рисунок 6 – Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности. По состоянию на 01.01.2022 года в бездействии находятся 158 скважин эксплуатационного фонда добывающих скважин. Исходя из распределения по дебитам нефти и обводненности, отмечается, что основное количество скважин – 99 ед. или 62,7 % бездействующего фонда – остановлены с дебитом нефти менее 2 т/сут. Рисунок 7 – Распределение скважин бездействующего фонда по обводненности и дебитам нефти. Тевлинско-Русскинское месторождение Количество скважин с дебитом нефти, превышавшим 5 т/сут на момент остановки скважины, но обводненностью менее 90 %, составило 10 штук или 27 6,3 % бездействующего фонда добывающих скважин. Основные причины остановки – смещение эксплуатационной колонны, аварии с ЭЦН, проведение ГРП, извлечение прихваченного оборудования. По всем скважинам, находящимся в консервации, дебит нефти на дату остановки составил меньше 3,0 т/сут Рисунок 8 – Распределение скважин, находящихся в консервации, по обводненности и дебитам нефти. Тевлинско-Русскинское месторождение Основными причинами вывода добывающих скважин в бездействие и консервацию являются малый дебит нефти и высокая обводненность. Основные показатели разработки На Тевлинско-Русскинском месторождении в 2022 году было добыто 3598,1 тыс. т нефти, отбор жидкости составил 48232,4 тыс. т, объём закачки рабочего агента – 51552,6 тыс. м3 . Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 1,3 %, от текущих извлекаемых запасов – 4,9 Добыча нефти с начала разработки на 01.01.2023 составила 217 032 тыс. т., отбор жидкости – 910 966 тыс. т, накопленная закачка – 1028020 тыс. м3. Достигнут коэффициент нефтеизвлечения 0,298 при текущей обводненности продукции 92,5 %. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой – 105,6 %, накопленная – 104,2 %. 28 Рисунок 9 – Динамика основных показателей разработки. ТевлинскоРусскинское месторождение Рисунок 10 – Основные характеристики выработки запасов. ТевлинскоРусскинское месторождение Объект БС102-3 Объект БС102-3 является основным объектом, определяющим добычу нефти на месторождении. Разработка объекта ведется с 1987 года, в 2022 году на его долю приходилось 39,6 % текущей и 77,2 % накопленной добычи месторождения. Причиной резкого снижения уровня добычи жидкости и нефти в 2020 году является ограничение добычи нефти в 900 скважинах в соответствии с соглашением ОПЕК. В 2021 году было постепенное снятие ограничений. Динамика основных показателей разработки объекта приведена ниже Рисунок 11 – Динамика основных показателей разработки. ТевлинскоРусскинское месторождение. Объект БС102-3 29 Рисунок 12 – Основные характеристики выработки запасов. ТевлинскоРусскинское месторождение. Объект БС102-3 Основные показатели разработки 2022 года: добыча нефти – 1425,4 тыс. т; темп отбора от начальных извлекаемых запасов – 0,7 %, от текущих – 4,7 %; добыча жидкости – 37494,2 тыс. т; обводненность – 96,2 %; закачка – 39824,6 тыс. м3; текущая компенсация отбора жидкости закачкой – 105,6 %; фонд добывающих скважин – 883, в т. ч. действующий – 784; средний дебит скважин по жидкости – 135,0 т/сут, по нефти – 5,1 т/сут; фонд нагнетательных скважин – 627, в т. ч. действующий – 551; средняя приемистость – 216,7 м3/сут. Накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.2023 составила 167 495 тыс. т, отбор жидкости – 768 140 тыс. т. Отбор от начальных извлекаемых запасов составил 85,3 %, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,384. Объект БС11 Разработка объекта ведется с 1998 г., в 2022 году на его долю пришлось 22,9 % текущей и 5,5 % накопленной добычи месторождения. Причиной резкого снижения уровня добычи жидкости и нефти в 2020 году является ограничение добычи нефти в 207 скважинах в соответствии с соглашением ОПЕК. В 2021 году было постепенное снятие ограничений. Динамика основных показателей разработки приведена ниже 30 Рисунок 13 – Динамика основных показателей разработки. ТевлинскоРусскинское месторождение. Объект БС11 Рисунок 14 – Основные характеристики выработки запасов. ТевлинскоРусскинское месторождение. Объект БС11 Основные показатели разработки 2022 года: добыча нефти – 825,5 тыс. т; темп отбора от начальных извлекаемых запасов – 4,5 %, от текущих – 11,7 %; добыча жидкости – 3602,6 тыс. т; обводненность – 77,1 %; закачка – 3214,4 тыс. м3; текущая компенсация отбора жидкости закачкой – 83,6 %; фонд добывающих скважин – 209, в т.ч. действующий – 201; средний дебит скважин по жидкости – 50,7 т/сут, по нефти – 11,6 т/сут; фонд нагнетательных скважин – 96 в т. ч. действующий – 94; средняя приемистость – 116,0 м3/сут. По состоянию на 01.01.2023 накопленная добыча нефти по объекту БС11 составила 11 981 тыс. т, отбор жидкости – 39 549 тыс. т. Отбор от начальных извлекаемых запасов составил 65,9 %, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,242. Объект БС12 31 Разработка объекта ведется с 1987 г., в 2022 году на его долю пришлось 7,4 % текущей и 6,4 % накопленной добычи месторождения. Причиной резкого снижения уровня добычи жидкости и нефти в 2020 году является ограничение добычи нефти в 162 скважинах в соответствии с соглашением ОПЕК. В 2021 году было постепенное снятие ограничений. Динамика основных показателей разработки приведена ниже Рисунок 15 – Динамика основных показателей разработки. ТевлинскоРусскинское месторождение. Объект БС12 Рисунок 16 – Основные характеристики выработки запасов. ТевлинскоРусскинское месторождение. Объект БС12 Основные показатели разработки 2022 года: добыча нефти – 267,7 тыс. т; темп отбора от начальных извлекаемых запасов – 1,7 %, от текущих – 11,3 %; добыча жидкости – 2273,2 тыс. т; обводненность – 88,2 %; закачка – 1933,1 тыс. м3; текущая компенсация отбора жидкости закачкой – 82,1 %; фонд добывающих скважин – 196, в т. ч. действующий – 177; средний дебит скважин по жидкости – 38,2 т/сут, по нефти – 4,5 т/сут; 32 фонд нагнетательных скважин – 66, в т. ч. действующий – 60; средняя приемистость – 110,1 м3/сут. Накопленная добыча нефти по объекту БС12 по состоянию на 01.01.2023 составила 13 987 тыс. т, отбор жидкости – 42 338 тыс. т. Отбор от начальных извлекаемых запасов составил 87,0%, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,305. Объект БС16-22 С 1987 по 2012 год разработка объекта велась единичными скважинами с последующим переводом их в консервацию или на другой объект, активное бурение скважин эксплуатационного фонда выполняется с 2013 года. В 2022 году на долю объекта пришлось 8,0 % текущей и 1,3 % накопленной добычи месторождения. Причиной резкого снижения уровня добычи жидкости и нефти в 2020 году является ограничение добычи нефти в 76 скважинах в соответствии с соглашением ОПЕК. В 2021 году было постепенное снятие ограничений. Динамика основных показателей разработки приведена ниже Рисунок 17 – Динамика основных показателей разработки. ТевлинскоРусскинское месторождение. Объект БС16-22 Рисунок 18 – Основные характеристики выработки запасов. ТевлинскоРусскинское месторождение. Объект БС16-22 Основные показатели разработки 2022 года: добыча нефти – 287,8 тыс. т; темп отбора от начальных извлекаемых запасов – 3,1 %, от текущих – 33 4,7 %; добыча жидкости – 837,3 тыс. т; обводненность – 65,6 %; закачка – 912,7 тыс. м3; текущая компенсация отбора жидкости закачкой – 96,5 %; фонд добывающих скважин – 66, в т. ч. действующий – 61; средний дебит скважин по жидкости – 40,1 т/сут, по нефти – 13,8 т/сут; фонд нагнетательных скважин – 39, все под закачкой; средняя приемистость – 79,2 м3/сут. Накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.2023 составила 2725 тыс. т, отбор жидкости – 6652 тыс. т, отбор от начальных извлекаемых запасов – 31,9 %, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,090. Объект ЮС1 Разработка объекта ведется с 1986 г., в 2022 году на его долю пришлось 16,9 % текущей и 8,3 % накопленной добычи месторождения. Причиной резкого снижения уровня добычи жидкости и нефти в 2020 году является ограничение добычи нефти в 215 скважинах в соответствии с соглашением ОПЕК. В 2021 году было постепенное снятие ограничений. Динамика основных показателей разработки приведена ниже Рисунок 19 – Динамика основных показателей разработки. ТевлинскоРусскинское месторождение. Объект ЮС1 34 Рисунок 20 – Основные характеристики выработки запасов. ТевлинскоРусскинское месторождение. Объект ЮС1 Основные показатели разработки 2022 года: добыча нефти – 607,2 тыс. т; темп отбора от начальных извлекаемых запасов – 1,9 %, от текущих – 4,2 %; добыча жидкости – 3002,9 тыс. т; обводненность – 79,8 %; закачка – 4388,6 тыс. м3; текущая компенсация отбора жидкости закачкой – 132,9 %; фонд добывающих скважин – 295, в т. ч. действующий – 264; средний дебит скважин по жидкости – 32,3 т/сут, по нефти – 6,5 т/сут; фонд нагнетательных скважин – 213, в т. ч. действующий – 186; средняя приемистость – 80,3 м3/сут. По состоянию на 01.01.2023 накопленная добыча нефти по объекту ЮС1 составила 17 995 тыс. т, отбор жидкости – 45 384 тыс. т. Отбор от начальных извлекаемых запасов составил 56,8 %, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,176. Объект ЮС2 Разработка объекта ведется с 1986 г., в 2022 году на его долю пришлось 5,1 % текущей и 1,3 % накопленной добычи месторождения. Причиной резкого снижения уровня добычи жидкости и нефти в 2020 году является ограничение добычи нефти в 61 скважине в соответствии с соглашением ОПЕК. В 2021 году было постепенное снятие ограничений. Динамика основных показателей разработки приведена ниже 35 Рисунок 21– Динамика основных показателей разработки. ТевлинскоРусскинское месторождение, объект ЮС2 Рисунок 22 – Основные характеристики выработки запасов. ТевлинскоРусскинское месторождение, объект ЮС2 Основные показатели разработки 2022 года: добыча нефти – 184,5 тыс. т; темп отбора от начальных извлекаемых запасов – 1,2 %, от текущих – 1,5 %; добыча жидкости – 1022,2 тыс. т; обводненность – 81,9 %; закачка – 1279,3 тыс. м3; текущая компенсация отбора жидкости закачкой – 120,7 %; фонд добывающих скважин – 110, в т. ч. действующий – 104; средний дебит скважин по жидкости – 28,3 т/сут, по нефти – 5,1 т/сут; фонд нагнетательных скважин – 104, в т. ч. действующий – 102; средняя приемистость – 40,2 м3/сут. По состоянию на 01.01.2023 накопленная добыча нефти по объекту ЮС2 составила 2849 тыс. т, отбор жидкости – 8904 тыс. т. Отбор от начальных 36 извлекаемых запасов составил 18,8 %, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,048. Энергетическое состояние залежей Энергетическое состояние залежей Тевлинско-Русскинского месторождения удовлетворительное. Текущее пластовое давление в зоне отбора по объекту БС102-3 составляет 20,6 МПа (ниже начального на 4,1 МПа или 16,6 %), по объекту БС11 – 19,4 МПа (меньше начального на 5,4 МПа или 21,7 %), по объекту БС12 – 21,7 МПа (меньше начального на 3,4 МПа или 13,4 %), по БС16-22 – 21,6 МПа (меньше на 5 МПа или 18,8 %), по ЮС1 – 23,6 МПа (меньше на 4,4 МПа или 15,8 %), по ЮС2 – 27,0 МПа (меньше начального на 1 МПа или 3,5 %). Выполнение программы ГТМ В 2022 году по Тевлинско-Русскинскому месторождению проектом было предусмотрено проведение геолого-технологических мероприятий в объеме 809 скв./операций с общей эффективностью 589,2 тыс. т. По запланированным видам ГТМ выполнено 706 скв./операций, из них: ввод 7 горизонтальных скважин (эффективность 11,3 тыс. т нефти) ввод 9 боковых стволов (эффективность 9,2 тыс. т нефти); 110 ГРП в добывающих скважинах (эффективность 61,1 тыс. т нефти); 80 ОПЗ (16,6 тыс. т нефти); 5 гидродинамических методов (0,7 тыс. т нефти); 71 перфорационных методов (24,3 тыс. т нефти); 39 оптимизации работы скважинного оборудования (45,1 тыс. т нефти) и др. В целом дополнительная добыча составила 305,5 тыс. т. или 8,5 % от добычи нефти 2022 года. Прогноз добычи нефти на 2023 год В 2023 году по месторождению планируется добыть 3522,9 тыс. т нефти. Из эксплуатационного бурения планируется ввод 43 новой добывающей скважины с дебитом нефти 15,8 т/сут и обводненностью 45,5 %. Действующий фонд добывающих скважин в конце 2023 года составит 1567 скважин со средним дебитом жидкости 91,6 т/сут и обводненностью 92,8 %, средний дебит нефти – 6,6 т/сут. Действующий фонд нагнетательных скважин составит 1037 скважин со средней приемистостью 145,6 м3/сут. В 2023 году по месторождению запланирован следующий объем основных ГТМ: ввод 15 горизонтальных добывающих скважин с МГРП; 37 89 ГРП на базовом добывающем фонде; 29 боковых стволов; 36 гидродинамических мероприятий (циклика, повышение давления закачки); 83 ОПЗ (применение химреагентов, применение физических и депрессионных методов); 70 перфорационных методов; оптимизация работы насосного оборудования 24 скважин; 274 скважино-операции по применению потокоотклоняющих технологий; Суммарный объем всех видов ГТМ запланирован в количестве 409 мероприятий, годовая дополнительная добыча нефти прогнозируется в количестве 234,1 тыс. т. 3. Методы интенсификации добычи нефти В процессе эксплуатации дебит нефтяных и газовых скважин со временем падает, а поглотительная способность нагнетательных скважин уменьшается. Известно, что производительность скважины зависит от многих факторов, из которых основными являются проницаемость и пластовое давление. Естественная проницаемость коллекторов снижается при их вскрытии в процессе бурения вследствие закупорки пласта в его призабойной зоне твёрдыми частицами. В процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость призабойной зоны пласта ухудшается вследствие закупорки пор, поровых каналов и трещин отложениями парафина и смол, а также глинистыми и твёрдыми частицами (например, кристаллами соли). В нагнетательных скважинах призабойная зона пласта загрязняется механическими примесями, имеющимися в воде (ил, глинистые частицы или окислы железа). Проведение геолого-технических мероприятий, предназначенных для интенсификации притока нефти к скважинам и снижения обводненности добываемой продукции, является одним из перспективных и быстроразвивающихся направлений технического прогресса в нефтяной промышленности. Сегодня наиболее эффективными методами разработки месторождений с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками являются гидромеханические методы интенсификации притоков нефти и газа (гидрокислотные разрывы пласта (ГКРП), гидроразрыв пласта (ГРП) с 38 закреплением трещин песком, гидро-пескоструйная перфорация пласта (ГПП), как точечная, так и щелевая, вибровоздействие на пласт и др.). Их применение наряду с химическими методами интенсификации притоков нефти и газа при освоении скважин, законченных бурением, обеспечивает не только реализацию потенциальной продуктивности скважин, но и значительное увеличение производительности Целью совершенствования разработки залежей является обеспечение максимально эффективного извлечения запасов нефти в условиях реализуемой системы. Для улучшения показателей эксплуатации скважин и состояния разработки на Тевлинско-Русскинском месторождении в процессе всего периода разработки применяли различные виды мероприятий по интенсификации добычи нефти и увеличению нефтеотдачи пластов. В целом их можно разделить на несколько групп - методы интенсификации добычи нефти обработкой призабойных зон скважин химреагентами; - гидравлический разрыв пласта; - зарезка боковых стволов; - гидропескоструйная перфорация. 3.1. Применение кислотной обработки В ходе эксплуатации скважин происходит засорение призабойной зоны - заполнение пор твердыми и разбухшими породами, смолянистыми остатками нефти, солями выпадающими из минерализованных пластовых вод, отложениями парафина, гидратами и т.д. Для отчистки забоев и призабойной зоны, НКТ от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии и для увеличения проницаемости пород применят кислотную обработку. Под воздействием кислот в породах ПЗП образуются пустоты, коверны, каналы разъедания, в результате чего происходит увеличение проницаемости пород. Таким образом, кислотные обработки (СКО) применяются для восстановления проницаемости и для повышения продуктивности низкопроницаемого коллектора (блоков). Различают несколько видов солянокислотных обработок: 1) Стандартные кислотные обработки. Данный вид является самой часто применяемой технологией. Выполняется с использованием одного насоса в скважине без применения воздействия давлением или температурой. Основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы по реакциям с известняком, доломитом. Основное назначение стандартной кислотной обработки заключается в закачке кислоты в пласт, на значительное расстояние 39 от стенки скважины с целью расширения микротрещин и каналов, улучшения их сообщаемости между собой. Это увеличивает проницаемость системы и дебит (приемистость) скважины. Глубина проникновения кислоты в пласт зависит от скорости реакции. Скорость реакции зависит от химсостава породы, от температуры, давления и концентрации кислотного раствора, и характеризуется временем её нейтрализации (зависящим от температуры). 2) Кислотнае ванны. Наиболее простой тип кислотных обработок, который позволяет очистить поверхность забой от глины, остатков цемента и прочих отложений в случае открытого забоя. 3) СКО под давлением (ПВД). Данный вид обработок необходим для воздействия на низкопроницаемые пропластки и проводится после кислотных ванн или стандартных кислотных обработок. 4) Термокислотные обработки – это обработка ПЗС горячим солянокислотным раствором. Раствор нагревается с помощью теплового воздействия при экзотермической реакции между соляной кислотой и магнием или его сплавами в наконечнике на конце НКТ 5) Поинтервальная или ступенчатая СКО. Применяется в случаях когда: - при вскрытии пласта, имеющего большую толщину и в разрезе которого существуют интервалы с различной проницаемостью; - прослои вскрываются общим фильтром или общим открытым забоем. Сущность этого метода заключается в обработке каждого интервала пласта или пропластка, намечаемого пакерами, которые установлены непосредственно у границы интервала, пропластка. Эффективность этой обработки зависит от герметичности затрубного цементного камня, который предотвращает перетоки нагнетаемого раствора по затрубному пространству в другие пропластки. Для карбонатных пород оптимально применение солянокислотных растворов, для песчаных коллекторов обычно используют глинокислотные. Кислотный раствор состоит на 10-30% из соляной кислоты, и смеси соляной (10-15%) и плавниковой (1-5%) кислот. Для интенсификации кислотных обработок в карбонатных коллекторах возможны различные технологические приемы, в том числе применение составов с регулируемыми физико-химическими характеристиками. Например, в зависимости от пластовой температуры, используются различные концентрации кислот, а также замедление скорости реакции кислотного состава с породой, с целью увеличения охвата кислотой зоны обработки, за счет использования дисперсных систем (пен, гидрофобных эмульсий, гелей) или за счет применения замедлителей скорости реакции кислоты с породой. 40 При кислотных обработках используются различные концентрации соляной кислоты. При пластовых температурах до 60ºС возможно применение соляной кислоты в любом диапазоне концентраций (от 6 до 24 %), в то время как при более высоких температурах обычно используется более концентрированная кислота, например 24%-ная, поскольку часть этой кислоты находится в недиссоциированном виде, то и скорость реакции такой кислоты с породой будет ниже, чем у менее концентрированных кислот. Пенокислотные обработки обладают рядом преимуществ по сравнению с обычными кислотными обработками. Во-первых, в пласт закачивается значительно меньше жидкости, что уменьшает опасность загрязнения ПЗП; во-вторых, пенокислота обладает большей вязкостью, что обеспечивает более глубокое проникно вение кислоты в пласт за счет снижения скорости реакции вспе ненной кислоты с породой; в-третьих, скважины легче осваиваются за счет низкой плотности пенно-кислотного состава; в четвертых, пенокислота производит более интенсивное вымывание загрязнений из ПЗП, так как твердые частицы загрязнений хорошо выносятся пеной. Пена готовится на поверхности путем смешения газа и кисло ты, обработанной пенообразующим агентом. Качество пены регулируется скоростями подачи жидкой и газовой фаз. Еще одним методом замедления реакции взаимодействия ки слоты с карбонатной породой и увеличения глубины обработки является использование гидрофобных эмульсий. Пока кислота находится в составе обратной эмульсии, она почти не реагирует со стенками пор и трещин, поэтому раствор кислоты с необходимой концентрацией можно закачать в пласт на значительную глубину. Эмульсию готовят при помощи добавления специальных эмульгаторов таким образом, чтобы по истечении определенного времени она разрушалась и освобождала кислоту. Одним из эффективных средств увеличения глубины проникновения раствора кислоты в низкопроницаемые пласты является применение гелированных и загущенных кислот. Загущение кислоты предотвращает утечку кислоты в высокопроницаемые пласты и трещины и увеличивает соотношение обрабатываемой поверхности и объема закачиваемой кислоты. Основной причиной низкой эффективности кислотных обработок призабойной зоны (ОПЗ) скважин с неоднородными кол лекторами является проникновение жидкости, закачиваемой в пласт, прежде всего в наиболее проницаемые прослои. В результате кислотных обработок неоднородного коллектора увеличивается проницаемость и без того хорошо проницаемых прослоев, а в трещиноватом карбонатном коллекторе углубляются имеющие ся трещины. В свою очередь, низкопроницаемые прослои не подвергаются 41 кислотному воздействию. Для предотвращения этого высокопроницаемые прослои изолируются вязким материалом на время закачки кислоты. Технология направленной кислотной обработки включает в себя последовательную закачку в скважину (с последующей про давкой в пласт) временно блокирующего высокопроницаемые прослои состава СКМД (смесь кислотная медленного действия) и соляной кислоты. Временно блокирующий состав заполняет дренированные (работающие) пропластки с большей проницаемостью, тем самым предотвращая поступление соляной кислоты в эти пропластки. Закачиваемая следом соляная кислота вынужденно отклоняется в неработающие пропластки с меньшей проницаемостью и обрабатывает их. При освоении скважины временно блокирующий состав разжижается поступающей из пласта нефтью и деблокирует дренированные участки пласта. Искусственное кавернообразование в ПЗП, осуществляемое путем применения кислотных ванн, является одним из способов обработки ПЗП. Назначение кислотной ванны – очистка поверхности забоя от загрязняющих материалов – остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых отложений из пластовых вод и пр. При создании забойных каверн достигается существенное увеличение площади фильтрации, а также растворение наименее проницаемой части ПЗП, загрязненной в процесс е первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта. Рабочий раствор соляной кислоты должен содержать все необходимые добавки. В качестве продавочной: жидкости используют обычно минерализованную воду. Одним из недостатков можно отметить неглубокое проникновение кислотного состава в коллектор, что требует многократного применения данного воздействия на призабойную зону. Обычная кислотная обработка не может полностью удалить эффект кольматации, вызванный загрязнением призабойной зоны и привести к достижению потенциально возможного де бита скважины. Поскольку при кольматации загрязнения проникают на значительную глубину ПЗП, то для их растворения и выноса из скважины продуктов реакции, предпочтительно было бы проникновение на такую же глубину и кислотного раствора. Увеличение темпа нагнетания и объемов кислотных растворов в карбонатных породах предполагает проведение кислотного гидравлического разрыва пласта (КГРП). Существенное отличие кислотного гидравлического разрыва пласта от классического ГРП состоит в том, что вместо проппанта используется кислотный раствор. При закачке кислотного раствора с высоким расходом жидкости происходит раскрытие естественных или образование искусственных трещин в продуктивном пласте и при дальнейшей закачке 42 кислоты – разъедание кислотным раствором образованных трещин с сохранением их высокой пропускной способности после окончания процесса и снятия избыточного давления. Сохранность раскрытия трещины достигается за счет неоднородности химического состава породы пласта. В результате реакции с кислотой поверхность трещины приобретает неровную «щербатую» форму. После кислотного гидроразрыва трещина представляет собой систему сообщающихся каналов, поэтому необходимость закрепления трещины проппантом отпадает. 3.1.2. Гидравлический разрыв пласта Одним из наиболее эффективных методов повышения производительности как нагнетательных, так и добывающих нефтяных и газовых скважин является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Применение ГРП как элемента системы разработки, т.е. создание гидродинамической системы скважин с трещинами разрыва, дает увеличение темпа отбора извлекаемых запасов, и, как следствие, повышение нефтеотдачи за счет подключения в разработку слабодренируемых зон и пропластков. Рисунок 23. Схематичная картина процесса гидроразрыва пласта 43 Гидравлический разрыв пласта представляет собой механический метод воздействия на продуктивный пласт, состоящий в том, что порода разрывается по плоскостям минимальной прочности под действием избыточного давления, создаваемого закачкой в скважину жидкости разрыва с расходом, который горная порода, вскрытая скважиной, не успевает поглощать. После разрыва под воздействием давления жидкости на горную породу трещина увеличивается, возникает ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых скважиной, и с зонами повышенной проницаемости. Таким образом, расширяется область пласта, дренируемая скважиной. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируют зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления. Прежде метод гидроразрыва пласта применялся почти исключительно для стимуляции производительности или для закачки в скважины, находящиеся в малопроницаемых пластах. Трещина, полученная таким способом, всегда давала канал высокой проводимости. Соответственно, образование длинной трещины, допускающей значительную глубину прохода пласта по каналу высокой проводимости, всегда было основной целью при разработке малопроницаемых пластов. При отсутствии ограничений на гидроразрыв эта цель достигается без труда. Однако в высокопроницаемых пластах увеличение удельной проводимости, имеющее место при образовании обычной трещины, было бы весьма незначительно и привело бы к образованию трещины с малой удельной проводимостью. Низкая проводимость имеет следствием сильное падение давления по всей длине трещины в процессе выработки. Это было бы экономически невыгодно, поскольку в таком случае длина трещины не работает на повышение производительности скважины. Следует отметить, что именно по проницаемости следует сравнивать движение флюидов сквозь образовавшуюся трещину с движением флюидов в противном случае, т.е. без образования трещины. В малопроницаемых коллекторах даже при небольшом воздействии на пласт образуется трещина с высокой удельной проводимостью. При этом трещина обязательно должна быть узкой и длинной. Не так уж трудно закачать большое количество расклинивающего агента и «забить трещину» в малопроницаемом пласте. Часто требуется закачка расклинивающего раствора очень низкой концентрации в течение долгого времени. Напротив, в высокопроницаемых коллекторах именно итоговая удельная проводимость трещины является важнейшим фактором, в то время как длина ее имеет лишь второстепенное значение. При гидроразрыве 44 высокопроницаемого пласта основным требованием является гораздо более высокая проницаемость трещины по сравнению со случаем неограниченного распространения трещины; длина трещины при этом играет второстепенную роль. Высокая проницаемость трещины достигается за счет увеличения ее ширины (по сравнению с гораздо меньшей шириной трещины при гидроразрыве малопроницаемого пласта) при высокой проницаемости пачки расклинивающего агента и малой длине трещины (по сравнению с требуемой длиной трещины в малопроницаемых пластах). Необходимость высокой концентрации расклинивающего агента в трещине иногда требует использования высокой концентрации расклинивающего агента в глинистом буровом растворе. Таким образом, высокопроницаемый гидроразрыв требует тщательного планирования, ясного понимания реологии как жидкости, так и расклинивающего агента, а также более точного расположения пачки расклинивающего агента по сравнению с малопроницаемыми пластами. Для достижения максимальной концентрации расклинивающего агента в трещине и более высокой удельной проводимости применяется метод образования блока расклинивающего агента на входе в трещину (tip-screenout: TSO). При использовании метода TSO боковое распространение трещины приостанавливается (необходимо полное выпадение расклинивающего агента из жидкости разрыва), после чего при продолжении закачки ширина трещины увеличивается. В результате получаем короткую трещину с высокой удельной проводимостью. Для правильного применения TSO необходимо точно оценить давление и время смыкания трещины, а также свойства жидкости путем опробования перед обработкой или путем создания микротрещин. Протечка флюидов может заметно затруднить обработку трещины в высокопроницаемом пласте. Для уменьшения проникновения продуктов, образующих корку, в пласт в направлении, перпендикулярном распространению трещины, применяются жидкости для гидроразрыва с образованием скин-эффекта (например, структурированные полимеры). Под скин-фактором, или по-иному под скинэффектом, понимается безразмерный комплексный показатель, характеризующий для гидродинамически совершенной скважины дополнительные потери давления в близлежащей зоне пласта. Принято считать, что положительные значения скин-фактора характерны для ухудшенного по отношению к удаленной части пласта состояния прискважинной зоны, отрицательные — для улучшенного. Неуправляемое проникновение продуктов, образующих корку, может привести к серьезному повреждению пласта. 45 Итак, при гидроразрыве высокопроницаемых пластов особая важность придается образованию трещины с высокой удельной проводимостью; а обычные методы обработки должны применяться таким образом, чтобы предотвратить повреждение поверхности трещины, каковое представляет наибольшую потенциальную опасность (если не принять мер против этих эффектов, производительность уменьшится, и произойдет значительное нежелательное падение давления в скважине). Для уменьшения распространения повреждения предлагается прибегнуть к повышенной загрузке структурированной полимеризующейся жидкости для гидроразрыва. При подборе жидкости для гидроразрыва особо важно наличие эффективных раскрепителей и присадок для образования корки. При правильно подобранной жидкости для гидроразрыва мгновенная водоотдача и протечка существенно снижаются. Таким образом, ГРП способствует расширению области пласта, а в трещины, образованные с помощью разрыва, транспортируется зернистый материал, называемый как проппант, который закрепляет трещины в раскрытом состоянии после того, как снизится избыточного давления. В последнее время проведение ГРП преследует две главные цели: − увеличить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины; − образовать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости. Если рассматривать ГРП, как основной метод интенсификации то можно выделить, как положительные, так и отрицательные стороны данного метода. Положительный – увеличение нефтеотдачи, расширение области дренирования. Отрицательный – данный метод может привести к быстрому обводнению продукции или наоборот уменьшению дебита нефти. Технологию ГРП на Тевлинско-Русскинском месторождении начали внедрять в 1993 году. На текущий момент 82% фонда охвачено ГРП. При этом на самом крупном объекте БС10-2+3 на 77% добывающих скважин выполнен гидроразрыв пласта, из них на 68% скважин выполнена 1 обработка, на 26% две обработки, на 6% скважин - 3 и более ГРП. Среди оставшихся скважин существуют ограничение по проведению данного вида ГТМ. В северной части месторождения располагаются залежи с контактными водоносными пропластками, также есть ряд скважин с высокими базовыми дебитами по нефти, на которых в ближайший период нецелесообразно проводить операцию ГРП. Текущая средняя обводнённость по объекту составляет 92%. Отборы от начальных извлекаемых запасов нефти составляют 77%. 3.1.3. Модели гидроразрыва пласта 46 Моделирование процесса гидроразрыва пласта — роста трещины с учётом потерь жидкости гидроразрыва на фильтрацию в пористую среду — и определение влияния примеси твёрдых частиц в жидкости на динамику раскрытия трещины и её конечную форму позволяют прогнозировать геометрию трещины и оптимизировать всю технологию данного процесса. В инженерных моделях распространения трещины, создаваемой под действием гидравлического давления, сочетаются упругость, течение флюидов, материальный баланс, а также (в некоторых случаях) дополнительный критерий распространения. Если такой модели задать историю нагнетания жидкости, она должна предсказать поведение размеров трещины и забойного давления во времени. Для целей проектирования может быть достаточным приближенное описание геометрии, так что очень полезны простые модели, предсказывающие длину и среднюю ширину трещины в конце нагнетания. Модели, предсказывающие эти два измерения, тогда как третье — высота трещины — зафиксировано, называются двумерными (2D) моделями. Если постулируется, что поверхность трещины распространяется радиально, то есть, высота не фиксирована, то такая модель тем не менее считается двумерной (два измерения — это радиус и высота трещины). Дальнейшее упрощение имеет место, если мы связываем длину и ширину трещины, до поры до времени пренебрегая деталями процесса утечки. Это является базовой концепцией ранних так называемых «моделей ширины». Принимается, что трещина развивается в виде двух идентичных крыльев, перпендикулярных наименьшему главному напряжению в пласте. Поскольку наименьшее главное напряжение обычно горизонтально (за исключением очень мелкозалегающих пластов), трещина будет вертикальной. Модель Перкинса-Керна В модели PKN принимается, что условие плоской деформации сохраняется в каждой вертикальной плоскости, нормальной к направлению распространения; однако, в отличие от ситуации строгой плоской деформации, состояние напряжений и деформаций не точно одинаково в следующих одна за другой плоскостях. Иными словами, в этой модели используется допущение квази-плоской деформации, причем плоскость отсчета вертикальна и нормальна к направлению распространения. Пренебрегая изменениями давления вдоль вертикальной координаты, эффективное давление, рассматривается как функция латеральной координаты x. 2ℎ𝑓 𝑝𝑛 𝑤0 = 𝐸′ 47 Перкинс и Керн постулировали, что эффективное давление равно нулю на вершине трещины, и они аппроксимировали среднюю линейную скорость жидкости в любой точке на основе темпа нагнетания в одно крыло, поделенного на площадь поперечного сечения. 𝑑𝑝𝑛 4µ𝑞 =− 𝑑𝑥 𝜋𝑤0 3 ℎ𝑓 Рисунок 24. Геометрическая концепция PKN-модели: в вертикальных плоскостях x = const, перпендикулярных к плоскости трещины (а), в условиях плоской деформации сечения трещины принимают эллиптическую форму (б) Скомбинировав оба уравнения и проинтегрировав при условии нулевого эффективного давления в вершине трещины, они получили следующий профиль ширины: 1/4 𝑥 𝑤0 (𝑥) = 𝑤𝑤,0 (1 − ) 𝑥𝑓 где максимальная ширина эллипса у скважины задается выражением µ𝑞𝑥𝑓 1/4 𝑤𝑤,0 = 3.57 ( ′ ) 𝐸 Модель Христиановича-Гиртсма-Де-Клерка (KGD) В первой модели гидроразрыва пласта, разработанной Христиановичем и Желтовым, рассматривалась трещина одной и той же ширины на любой вертикальной координате в пределах фиксированной высоты. В основе лежала физическая гипотеза, что поверхности трещины свободно скользят по кровле и подошве пласта. В результате получается трещина прямоугольного сечения. Ширина трещины рассматривается как функция координаты x. Она определяется из допущения о плоской деформации, теперь приложенной в (каждой) 48 горизонтальной плоскости. Геертсма и деКлерк приняли основные допущения Кристиановича и Желтова и свели эту модель к явной формуле для ширины 1/4 1/4 µ𝑞𝑥𝑓 2 336 1/4 µ𝑞𝑥𝑓 2 𝑤𝑤 = ( ) ( ′ ) = 3,22 ( ′ ) 𝜋 𝐸 ℎ𝑓 𝐸 ℎ𝑓 Для коротких трещин, где 2xf < hf более приемлемо допущение о плоской деформации в горизонтальной плоскости (геометрия KGD), а для 2xf > hf — бóльший физический смысл имеет допущение о плоской деформации в вертикальной плоскости (геометрия PKN). Интересно, что для особого случая, когда общая длина и высота трещины эквивалентны, эти два уравнения дают в основном одинаковую среднюю ширину и, следовательно, объем трещины. Рисунок 25. Геометрическая концепция KGD модели Радиальная модель. Эта ситуация соответствует горизонтальным трещинам из вертикальных скважин, вертикальным трещинам, отходящим от горизонтальных скважин, или гидроразрыву относительно мощных однородных пластов из ограниченных перфорированных интервалов во всех случаях. В то время как расчеты ширины трещины чувствительны к тому, как жидкость входит в трещину (истинно точечный источник приводит к бесконечному давлению), можно постулировать разумную модель по аналогии, в результате которой мы имеем ту же среднюю ширину, что и для уравнения Перкинса-Керна, когда Rf = xf = hf /2. µ𝑞𝑅𝑓 1/4 𝑤 ̅ = 2.24 ( ′ ) 𝐸 3.1.4. Зарезка боковых стволов Зарезка боковых стволов (бурение вторых стволов) скважин – это эффективная технология, позволяющая увеличить добычу нефтепродуктов на старых месторождениях и продолжить эксплуатацию скважин, где восстановление иными способами не принесло ожидаемых результатов. 49 Боковые стволы позволяют вовлечь в добычу не задействованные пласты и участки, обеспечивают доступ к трудным локальным скоплениям полезных ископаемых. Важным достоинством, которым обладает технология зарезка боковых стволов (бурение вторых стволов), является увеличение нефтеотдачи, поэтому способ можно применять как альтернативу уплотнению. Использование зарезки боковых стволов (бурение вторых стволов) позволяет сэкономить на освоении месторождения. Главное преимущество, которое предоставляет технология бурения боковых стволов скважин, заключается в отсутствии необходимости подведения новых коммуникаций, снижении затрат на технику и расходные материалы. Кроме того, данные работы позволяют минимизировать негативное влияние на окружающую среду. В ходе работ не понадобится отводить территорию под обустройство скважин, как в случае с бурением вертикального ствола, потребуется минимум материалов. Сам процесс бурения осуществляется при помощи мобильного оборудования. Цена таких работ намного ниже, чем затраты на создание новой вертикальной скважины. Срок окупаемости строительства бокового ствола как правило составляет не более 2 лет. Согласно подсчетам, строительство 150 боковых стволов позволяет получить более полумиллиона тонн полезных веществ уже спустя 3 года после начала их работы. Главной особенностью создания боковых стволов является невысокая скорость (3-5 м/ч) и малая степень проходок в расчете на долото. Рейсовая скорость бурения составляет 15-20 м в сутки, что важно учесть при формировании графиков работ. В последнее время все чаще зарезка боковых стволов (бурение вторых стволов) совмещается с гидроразрывом пласта (ГРП) и другими технологиями, в результате чего эффективность разработки месторождения многократно увеличивается, а удельные затраты (на 1 тонну добытой нефти) снижаются. Всего выделяют две методики, которые используются при зарезке боковых стволов для скважин, не разрабатывающихся долгое время: это вырезание части колонны и клиновое бурение. К первой разновидности работ относится и строительство скважин с выводом нецементированной колонны с созданием полноразмерного основного ствола. Классическим решением считается вырезание участка нефтяной колонны, т.е. участка с нужной протяженностью, благодаря чему становится возможным устранить магнитометрические датчики телеметрического оборудования, используемого для регулировки стволовой траектории, от магнитной массы. Метод подразумевает существенные потери времени: шанс, 50 что вырезание участка пройдет в течение одного спуска оборудования, крайне мал, и потребуется регулярная смена устройства для вырезания; технология требует монтажа дополнительного мостового элемента, на котором производится наращивание основного цементного моста в дальнейшем, процедура наработки желоба и бурения ствола длится довольно долго, поскольку применяются инструменты с небольшим диаметром; возможно появление такой проблемы бурения боковых стволов скважин, как затрудненность прохождения долота при большом зенитном угле: работа трубореза способствует сильному износу и повышает опасность поломки. Поскольку большая часть современных скважин имеет наклонную конструкцию, а точка зарезки определяется на криволинейном отрезке, азимут можно вычислить заранее. По этой причине нецелесообразно вырезание большого куска колонны, поскольку длина должна быть такой, чтобы обеспечить выход бурильной колонны. Таким образом, протяженность вырезанного куска варьируется в пределах 6-10 метров, и точный показатель зависит от диаметра трубы и ряда проектных факторов. Зареза боковых стволов (бурение вторых стволов) проводится при помощи шарошечных, зарезных и режущих долот, оснащенных твердосплавным оборудованием, алмазными и комбинированными приспособлениями для пробуривания сплошного типа, а также бицентрических долот для ступенчатой обработки. В процессе также применяют турбинные, электрические и винтовые моторы, скребки для очистки стенок колонн, вырезающие приспособления для обработки обсадного ствола. Бурение вторых стволов на Тевлинско-Русскинском месторождении начато в 2001 году со скважины № 8332Н. По состоянию на 01.01.2016 года было проведено 187 зарезок боковых стволов, из них: 128 скважин с горизонтальным окончанием (БВГС) и 59 скважин – с наклоннонаправленным окончанием (БВС). Геологотехнические мероприятия по бурению вторых стволов на Тевлинско-Русскинском месторождении реализованы на участках со сформированной системой разработки, с пробуренным проектным фондом, для дововлечения в разработку не выработанных остаточных запасов. Бурение вторых стволов на объекте применяется как для выработки остаточных запасов нефти, так и для вовлечения в разработку неразбуренныхранее зон. Эффективность вторых стволов значительно увеличилась после начала применения на них ГРП. В условиях выработанности основной части запасов месторождения этот метод будет 51 иметь все большее значение для выработки зон концентрации остаточных запасов. 3.1.5. Гидропескоструйная перфорация Гидропескоструйная перфорация (ГПП) является методом вторичного вскрытия продуктивных пластов, при котором разрушение стенок обсадной колонны, цементного камня и породы, производится с помощью высокоскоростных гидромониторных струй жидкости, содержащей абразивные включения, то есть – это абразивное воздействие на преграды, их гидромониторное разрушение. Представляет собой процесс нагнетания в скважину жидкости и песка, после чего образуются чистые глубокие каналы. Инструментом для образования струй является гидропескоструйный перфоратор, рабочая жидкость - песчано-жидкостная смесь. Абразивный материал — кварцевый песок. Песчано-жидкостная смесь закачивается через НКТ насосными агрегатами высокого давления. Гидропескоструйную перфорацию применяют при вскрытии плотных, как однородных, так и неоднородных по проницаемости, коллекторов перед ГРП для образования трещин в заданном интервале пласта, а также для срезания труб в скважине при проведении ремонтных работ. Не допускается проведение ГПП в условиях поглощения жидкости пластом. Различают два варианта ГПП: точечная и щелевая. При точечной ГПП канал образуют при неподвижном перфораторе. Щелевую ГПП осуществляют при движении перфорационного устройства. Продолжительность процесса при точечном вскрытии составляет 15 мин, при щелевом не более 2-3 мин на каждый сантиметр длины цели. Процесс ГПП осуществляют при движении НКТ снизу вверх. Технология проведения многостадийного гидроразрыва пласта с применением оборудования гидропескоструйного перфоратора, объединяет под общую технологию гидроразрыва и перфорацию обсадной колонны скважины в одну операцию. При этом гидроразрыв проводится сразу после проведения ГПП, что экономит время на дополнительные спуско-подъемные операции (СПО). Таким образом, основная суть ГПП является в том, что в интервал, который необходимо перфорировать, с высокой скоростью через сопла ГПП подается струя смеси жидкости с пропантом. За счёт абразивности пропанта или иного абразивного материала, с помощью длительного воздействия под высоким давлением на обсадную колонну, цементный камень и горную породу происходит образование отверстий и небольших каверн в горной породе, что обеспечивает необходимое сообщение для успешного проведения операции ГРП. 3.2. Технология проведения ГРП 52 Технология гидроразрыва пласта включает следующие этапы: - промывку скважины; - спуск в скважину высокопрочных насосно-компрессорных труб спакером и якорем на нижнем конце; - обвязку и опрессовку на определение приемистости скважины закачкой жидкости; - закачку по насосно-компрессорным трубам в пласт жидкости-разрыва, жидкости-песконосителя и продавочной жидкости; - демонтаж оборудования; - пуск скважины в работу. По технологическим схемам проведения ГРП различают три основных процесса: - однократный; - многократный; - направленный (поинтервальный). Рисунок 26. Технологическая схема ГРП 3.2.1. Подбор скважины для проведения ГРП При подборе скважин-кандидатов для проведения ГРП первоначально необходимо провести сбор данных. Достоверно установить недостаточную производительность скважины. Сам по себе факт нефтеотдачи ниже ожидаемого уровня еще не означает, что скважина подходит. Для принятия такого решения обязательно требуется знание геологических параметров, давления в пласте и степени истощенности пласта, фактического отбора пластового флюида и проницаемости пласта. 53 Прежде всего, при выборе скважины для гидравлического разрыва пласта руководствуются 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. Процесс подбора кандидатов начинается с изучения геологических и технологических характеристик месторождения, пластов и отдельных скважин. В том числе используется вся необходимая по данным пунктам документация: структурно-тектонические карты; карты распространения песчаников; карты эффективных мощностей; карты изобар; карты текущего состояния разработки; карты накопленных отборов жидкости; геологические разрезы; каротажные диаграммы. Необходимо анализировать местоположение отобранных скважин по отношению к фронту закачиваемой воды, а также по отношению к водонефтяному контакту. Также необходимо изучение коэффициента расчлененности и песчанистости для достижения как можно большего охвата песчаных пропластков трещиной гидравлического разрыва пласта. При этом проводится оценка механических свойств горных пород (напряжение, модуль Юнга, коэффициент Пуассона). От этих параметров зависит геометрия создаваемой трещины. Необходимо подробное изучение истории эксплуатации скважин, анализ гидродинамических исследований пластов и скважин с целью определения проницаемости и скин-эффекта, как одного из самых важных параметров для расчета продуктивности скважины до и после проведения ГРП. Анализируются причины простоев, характер проведенных ремонтных работ и определяется техническое состояние скважин. При анализе геолого-физических свойств потенциального объекта для проведения ГРП необходимо учесть следующие особенности: неоднородность пласта по простиранию и расчлененность по толщине, обеспечивающие высокую эффективность гидроразрыва за счет приобщения к разработке зон и пропластков, не дренируемыx ранее; проницаемость пласта, которая обычно не должна превышать 0,03 мкм2 при вязкости нефти до 5 мПа⸱с. В пластах более высокой проницаемости МС ГРП не целесообразен, для этих условий эффективен локальный ГРП, который дает значительный эффект в основном как средство обработки призабойной зоны; толщину и выдержанность литологических экранов, отделяющих продуктивный пласт от газо- или 54 водонасыщенных коллекторов, которая должна быть не менее 4,5 – 6 м; глубину залегания пласта, для целей определения требования к технологии ГРП, в частности к прочности применяемого проппанта; запас пластовой энергии и эффективную нефтенасыщенную толщину пласта, достаточные для значительного и продолжительного увеличения дебита скважин после гидроразрыва и, следовательно, обеспечивающие окупаемость затрат на проведение на ГРП; выработанность извлекаемых запасов, которая, как правило, не должна превышать 30-40 %. Принятие решения о проведении ГРП должно осуществляться по каждому объекту индивидуально с учетом конкретных горно-геологических условий. 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. Геолого-физические критерии потенциального пласта для проведения гидроразрыва: высокое остаточные запасы; неоднородность по простиранию, которая обеспечивает высокую эффективность ГРП за счёт приобщения к разработке ранее не дренируемых зон; высокая расчлененность пласта; низкая проницаемость; эффективная нефтенасыщенная толщина более 3,5 м; глинистость не более 15%; толщина и выдержанность экранов не менее 4-6 м, отделяющие продуктивный пласт от водонасыщенного коллектора; запас пластовой энергии и нефтенасыщенность пласта обеспечивают значительное и продолжительное увеличение дебита скважин после гидроразрыва. Геолого-физические критерии потенциальных скважин для проведения ГРП: высокие удельные остаточные запасы по скважине; техническиисправная скважина (отсутствие слома или смятия колонны, герметичность ствола, хорошее качество цементного кольца в интервале перфорации и на 20 м вверх и вниз от него); угол отклонения скважин ы от вертикали при входе в пласт не более 10º; расстояние до линии нагнетания и ВНК более 500 м; желательно, чтобы текущая обводненность была не более 50%; текущее пластовое давление более 0,85 от начального; потенциальный дебит по нефти не менее 10 т/сут; скважина не имеет заколонных перетоков; заниженный дебит (снижение дебита по мере работы скважины); высокое пластовое давление (больше гидростатического). В тех скважинах, в которых в результате разрушения цементного камня или неудовлетворительной цементировки за колонной возникла циркуляция 55 жидкости, необходимо произвести цементировку для восстановления цеметного кольца, а затем уже планировать гидравлический разрыв пласта. Обоснованный выбор скважин для ГРП производится после проведения в них комплекса гидродинамических исследований, в частности путём дифференцированной обработки начального и конечного линейных участков кривой восстановления давления. После проведения ГРП снова проводят исследование методом КВД (кривых восстановления давления) с целью оценки технологического эффекта. При построении геолого-гидродинамической модели ТевлинскоРусскинского месторождения по объекту БС 10-2+3 с участием более 2000 3.2.2. Технические средства, применяемое при ГРП 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 56 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. 57 4. Расчет Пласт БС11, скв. 8283 Таблица 4. Исходные данные Входные данные плотность проппанта г/см3, ρprop Пористость упаковки проппанта, mp Проницаемость пород, мД, k Проницаемая мощность (утечек), м, hp Радиус скважины, м, rw Радиус контура питания, м, re Скин-фактор до обработки, s0 Высота трещины, м, hf Модуль плоской деформации, E' (атм) Скорость закачки смеси (2 крыла, жидкость плюс проппант), м3/мин Максимально возможная концентрация проппанта, кг/м3 чистой жидкости Показатель реологии K', (H/м2)*с^n' Показатель реологии, n' 2,74 0,393 4.8 2.9 0,0759 250 0,0 12.2 2,5E+05 2.5 1067 0.35 1.8 На языке python был написан код, которая по заданным значениям определяла наиболее лучший дизайн трещины по значению безразмерного коэффициента продуктивности в зависимости от массы проппанта и проницаемости упаковки проппанта. Код идет в приложении. Диапозон для массы проппанта был взят от 1 до 200 тонн (на Тевлинско-Русскинском месторождении гидроразрыв пласта проводят с закачиваемой массой проппанта от 20 до 180 тонн). Диапозон проницаемости упаковки был взят от 10 Д до 1000 Д, закачка упаковки проппанта с проницаемостью 1000 Д, также применяется на данном месторождении. Формулы использовавшиеся в процессе написания кода: Расклиненный объем в продуктивном пласте 𝑀∗( 𝑉𝑓 = ℎ𝑝 ) ℎ𝑓 (1 − 𝑚𝑝 ) ∗ 𝜌проп Объем дренирования 𝑉𝑟 = ℎ𝑝 ∗ 𝑅к2 ∗ 3.14 Безразмерное число пропанта 𝑁𝑝𝑟𝑜𝑝 = 58 2𝑘𝑓 𝑉𝑓 𝑘𝑉𝑟 По данной диаграмме предположим, что безразмерная проводимость трещины Cfd будет равна примерно 9 Рассчитаем безразмерный коэффициент продуктивности Jd 𝐽𝐷 = 1 = 1.1 ℎ𝑓 𝑘 𝑙𝑛0.472𝑟𝑒 + 0,5 ∗ 𝑙𝑛 ( ) + (0.5𝑙𝑛𝐶𝑓𝑑 + 𝑓) 𝑘𝑓 𝑉𝑓 Формула f-фактора 1.65 − 0.328𝑢 + 0.116 ∗ 𝑢2 𝑓= = 0.847 1 + 0.18𝑢 + 0.064𝑢2 + 0.005𝑢3 Скин фактор 𝑆𝑓 = 1 𝑅 𝐽𝐷 − 𝐿𝑛 ( к ) + 0.75 𝑟с Полудлина трещины 1/2 𝑘𝑓 𝑉𝑓 𝑥𝑓 = ( ) 𝐶𝑓𝑑 𝑘ℎ𝑓 Средняя расклиненная ширина трещины 1/2 𝐶𝑓𝑑 𝑉𝑓 𝑘 𝑤𝑓 = ( ) 𝑘𝑓 ℎ𝑓 Псевдо-скин фактор после обработки 𝑠𝑓 = 1 𝑟𝑒 − ln ( ) + 0.75 𝐽𝐷 𝑟𝑤 Результаты вычисления Максимальный безразмерный коэффициент продуктивности получился 0,73 при массе проппанта 200 т, и проницаемости упаковки 1000 Д 59 Рисунок 27. Результаты расчета Видим, что мы уперлись в “потолок”. Попробуем увеличить максимальную массу проппанта до 500 т, а проницаемость до 2000 Д Рисунок 28. Результаты расчета Опять же уперлись в “потолок” увеличим проницаемость упаковки до 10000 Д 60 Рисунок 29. Результаты расчета Как видим это не прекращается поэтому остановимся на значении, безразмерной продуктивности 0,97 при массе проппанта 459 тонн и проницаемости упаковки проппанта 2000 Д. Определим геометрию данного дизайна Рисунок 30. Результаты расчета Получаем: полудлина трещины 152,72 м, средняя расклиненная ширина 61 трещины 5,73 мм 62 Выводы Было рассмотрено Тевлинско-Русскинское месторождение, его геология, запасы нефти, геолого-физическая характеристика объектов разработки. Проектные решения, текущее состояние разработки месторождения Были рассмотрены методы интенсификации добычи нефти, применяемые на Тевлинско-Русскинском месторождении, а именно: кислотная обработка, гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, зарезка боковых стволов. Была детально рассмотрена технология гидроразрыва пласта Был проведен расчет по поиску наилучшего дизайна гидроразрыва пласта. Были определены геометрические параметры этого дизайна и определен безразмерный коэффициент продуктивности 63 Список использованных источников 1. «Нефтегазовый портал» [Электронный ресурс] – Режим доступа: Новости нефти и газа | Новости России и Мира | Neftegaz.RU 2. «Образовательный портал Студопедия» [Электронный ресурс] – Режим доступа: Студопедия — Ваша школопедия (studopedia.ru) 3. «Файловый архив студентов StudFiles» [Электронный ресурс] – Режим доступа: Файловый архив для студентов. StudFiles 4. «Файловый архив студентов StudFiles» [Электронный ресурс] – Режим доступа: Файловый архив для студентов. StudFiles 5. Абдиразаков А.И., Иботов О.К., Мавланов З.А. Анализ воздействия паротепловой обработки на основные показатели скважин // Universum: Технические науки. – 2020. – № 12(81). С. 1-5 6. Калинин В.Ф. Геолого-физические основы и технико-технологические особенности реализации потенциальной продуктивности скважин методом мгновенного создания высоких депрессий на пласт при освоении скважин. 2023. С. 1-28 7. Байков Н.М., Новые технологии кислотных обработок продуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №3. - С. 114 8. Середа Н.Е., Нифантов В.И., Малышев С.В., Оценка параметров трещины при проведении кислотного ГРП в скважинах, вскрывающих карбонатные пласты // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2005. - №7. - С. 17-19 9. Федоров Ю.В., Повышение эффективности технологии кислотного гидравлического разрыва пласта // Нефтепром. дело. - 2010. - №11. - С. 39 10. Управление продуктивностью скважин [Текст]: пособие / Телков В.П., Ламбин Д.Н. Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина, 2019. – 75 с.: ил. 11. Яркеева Н.Р., Хазиев А.М. Применение гидроразрыва пласта для интенсификации притока нефти в скважинах // Нефтегазовое дело. – 2018. – С. 64 1-7 12. Экономидес М., П. Валько. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта , Москва 2004 год. 13. Черный С. Г., Чирков Д. В., Лапин В.Н., Есипов Д. В., Алексеен-ко О. П., Медведев О.О. Численное моделирование процесса гидроразрыва пласта // Тез. докладов междунар. конф. «Современные проблемы вычислительной математики и математической физики» памяти и к 90-летию А. А. Самарского. — М.: ВМК МГУ, 2009. — С. 381-382. 65 Приложение №1 import math "переменные" Mass_prop = 0 dens_prop = float(input("Плотность проппанта, г/см3")) m_prop = float(input("Пористость упаковки проппанта, д.ед")) kf = 0 d_propmax = float(input("Максимальный диаметр проппанта, мм")) k = float(input("Проницаемость пласта, мД")) h_eff = float(input("Эффективная мощность пласта, м")) rw = float(input("Радиус скважины, м")) re = float(input("Радиус контура питания, м")) s0 = float(input("Скин-фактор до обработки")) hf = float(input("Высота трещины, м")) E = float(input("Модуль Юнга, МПа")) coef_puas = float(input("коэффициент Пуассона")) camax = float(input("Максимально возможная концентрация проппанта, кг/м3 чистой жидкости")) np = float(input("Показатель реологии, n'")) Kn = float(input("Показатель реологии, K'")) q = float(input("Скорость закачки смеси (2 крыла, жидкость плюс проппант), м3/мин")) "Функции для определения Jd" def Jd1(Nprop_fun, Cfd_fun): num = 1.65 - 0.328 * math.log(Cfd_fun) + 0.116 * pow(math.log(Cfd_fun), 2) denom = 1 + 0.18 * math.log(Cfd_fun) + 0.064 * pow(math.log(Cfd_fun), 2) + 0.005 * pow(math.log(Cfd_fun), 3) fCL = num / denom Jd1 = 1 / (-0.629 + 0.5 * math.log(Cfd_fun / Nprop_fun) + fCL) return Jd1 66 def Jd2(Nprop_fun, Cfd_fun): Ix = math.sqrt(Nprop_fun / Cfd_fun) Jd_1=Jd1(Nprop_fun, Nprop_fun) Jd_Ix1 = 1.13576 - 0.0529836 * math.log(Nprop_fun) - 0.912619 * math.atan(0.37403 - 0.494469 * math.log(Nprop_fun)) delta1 = Jd_Ix1 - Jd_1 g1 = 3.357 * pow(Ix, 5) - 10.686 * pow(Ix, 4) + 10.041 * pow(Ix, 3) - 2.1452 * pow(Ix, 2) + 0.449 * Ix - 0.01452 Jd_1=Jd1(Nprop_fun, Cfd_fun) Jd2 = Jd_1 + delta1 * g1 return Jd2 def Jd3(Nprop_fun, Cfd_fun): Ix = math.sqrt(Nprop_fun / Cfd_fun) Jd_2=Jd2(1, Nprop_fun) Jd_Ix1 = 1.13576 - 0.0529836 * math.log(Nprop_fun) - 0.912619 * math.atan(0.37403 - 0.494469 * math.log(Nprop_fun)) delta2 = Jd_Ix1 - Jd_2 g10 = 2.5016 * pow(Ix, 5) - 7.8231 * pow(Ix, 4) + 6.7988 * pow(Ix, 3) - 1.7905 * pow(Ix, 2) + 1.272 * Ix + 0.0346 + 1.44845779338554*0.001 Jd_2=Jd2(1, Cfd_fun) Jd3 = Jd_2 + delta2 * g10 return Jd3 def Jd4(Nprop_fun, Cfd_fun): Ix = math.sqrt(Nprop_fun / Cfd_fun) 67 Cfd10=10/pow(Ix, 2) if Nprop_fun < 241: Jd_Ix1 = 1.13576 - 0.0529836 * math.log(Nprop_fun) - 0.912619 * math.atan(0.37403 - 0.494469 * math.log(Nprop_fun)) else: Jd_Ix1 = 1.909859 Jd_Ix10 = 1.13576 - 0.0529836 * math.log(10) - 0.912619 * math.atan(0.37403 0.494469 * math.log(10)) delta3 = Jd_Ix1 - Jd_Ix10 hinf=pow(Ix, 2) Jd_3=Jd3(10, Cfd10) Jd4 = Jd_3 + delta3 * hinf return Jd4 "код" Ep = pow(10, 6)*E/(1-pow(coef_puas, 2)) q=q/120 a=[] b=[] i=0 while Mass_prop<500000: Mass_prop=Mass_prop+1000 kf=0 i=i+1 j=0 while kf<10000000: j=j+1 kf=kf+10000 cemax=camax/(1+camax/(1000*dens_prop)) if h_eff <= hf: 68 rp = h_eff / hf else: rp = 1 Vf=(rp*Mass_prop)/((1-m_prop)*(1000*dens_prop)) Vr=h_eff*3.14*pow(re, 2) Nprop=(2*Vf*kf)/(k*Vr) xu=Nprop/0.00000001 xl=Nprop R=(math.sqrt(5)-1)/2 d=R*(xu-xl) x1=xl+d x2=xu-d if Nprop < 0.1: f1=Jd1(Nprop, x1) elif Nprop < 1: f1=Jd2(Nprop, x1) elif Nprop < 10: f1=Jd3(Nprop, x1) elif Nprop >= 10: f1=Jd4(Nprop, x1) if Nprop < 0.1: f2=Jd1(Nprop, x2) elif Nprop < 1: f2=Jd2(Nprop, x2) 69 elif Nprop < 10: f2=Jd3(Nprop, x2) elif Nprop >= 10: f2=Jd4(Nprop, x2) while abs(xu - xl) >= 0.00001: d=R*d if f1 > f2: xl = x2 x2 = x1 f2 = f1 x1 = xl + d if Nprop < 0.1: f1=Jd1(Nprop, x1) elif Nprop < 1: f1=Jd2(Nprop, x1) elif Nprop < 10: f1=Jd3(Nprop, x1) elif Nprop >= 10: f1=Jd4(Nprop, x1) else: xu = x1 x1 = x2 f1 = f2 x2 = xu - d if Nprop < 0.1: f2=Jd1(Nprop, x2) elif Nprop < 1: f2=Jd2(Nprop, x2) elif Nprop < 10: 70 f2=Jd3(Nprop, x2) elif Nprop >= 10: f2=Jd4(Nprop, x2) Cfdopt = (xl + xu) / 2 Ixopt = math.sqrt(Nprop / Cfdopt) if Nprop < 0.1: Jdopt=Jd1(Nprop, Cfdopt) elif Nprop < 1: Jdopt=Jd2(Nprop, Cfdopt) elif Nprop < 10: Jdopt=Jd3(Nprop, Cfdopt) elif Nprop >= 10: Jdopt=Jd4(Nprop, Cfdopt) xf = pow((kf * Vf / (Cfdopt * k * hf)), 0.5) w = pow((Cfdopt * k * Vf / (kf * hf)), 0.5) sf = 1 / Jdopt - math.log(re / rw) + 0.75 Folds = (math.log(re / rw) - 0.75 + s0) / (math.log(re / rw) - 0.75 + sf) Mass_propa=Mass_prop/2 c01 = pow(9.15, (1 / (2 * np + 2))) * pow(3.98, (np / (2 * np + 2))) c02 = pow(((1 + (3.14 - 1) * np) / np), (np / (2 * np + 2))) * pow(Kn, (1 / (2 * np + 2))) ww0 = c01*c02*pow((pow(q, np)*pow(hf, (1-np))*xf/Ep), (1/(2*np+2))) wb = 0.628 * ww0 ww = ww0 * 3.14 / 4 ce = Mass_propa / (hf * wb * xf) if ce>cemax: ceswitch = 1 Mass_propa = 0.5 * Mass_prop * cemax / ce 71 ce = Mass_propa / (hf * wb * xf) else: ceswitch = 0 Vfa = 2 * rp * Mass_propa / ((1 - m_prop) * (1000 * dens_prop)) wa = Vfa / (xf * hf) Npropa = (2 * Vfa * kf) / (k * Vr) Cfda = kf * Vfa / (xf * hf) / (k * xf) Ix = math.sqrt(Npropa / Cfda) if Npropa < 0.1: Jda=Jd1(Npropa, Cfda) elif Npropa < 1: Jda=Jd2(Npropa, Cfda) elif Npropa < 10: Jda=Jd3(Npropa, Cfda) elif Npropa >= 10: Jda=Jd4(Npropa, Cfda) sfa = 1 / Jda - math.log(re / rw) + 3 / 4 Foldsa = (math.log(re / rw) - 3 / 4 + s0) / (math.log(re / rw) - 3 / 4 + sfa) a.append(Jda) print("max Jda", max(a)) Jd_index = a. index (max(a)) print("Jd_index", Jd_index) n1=10000000/10000 kf_value=((Jd_index%n1)+1)*10000 Mass_value=((Jd_index//n1)+1)*1000 print("kf_value", kf_value) print("Mass_value", Mass_value) 72 Приложение №2 dens_prop = float(input("Плотность проппанта, г/см3")) m_prop = float(input("Пористость упаковки проппанта, д.ед")) kf = float(input("Проницаемость упаковки проппанта, мД")) d_propmax = float(input("Максимальный диаметр проппанта, мм")) k = float(input("Проницаемость пласта, мД")) h_eff = float(input("Эффективная мощность пласта, м")) rw = float(input("Радиус скважины, м")) re = float(input("Радиус контура питания, м")) s0 = float(input("Скин-фактор до обработки")) hf = float(input("Высота трещины, м")) E = float(input("Модуль Юнга, МПа")) coef_puas = float(input("коэффициент Пуассона")) camax = float(input("Максимально возможная концентрация проппанта, кг/м3 чистой жидкости")) np = float(input("Показатель реологии, n'")) Kn = float(input("Показатель реологии, K'")) q = float(input("Скорость закачки смеси (2 крыла, жидкость плюс проппант), м3/мин")) "Функции для определения Jd" def Jd1(Nprop_fun, Cfd_fun): num = 1.65 - 0.328 * math.log(Cfd_fun) + 0.116 * pow(math.log(Cfd_fun), 2) denom = 1 + 0.18 * math.log(Cfd_fun) + 0.064 * pow(math.log(Cfd_fun), 2) + 0.005 * pow(math.log(Cfd_fun), 3) fCL = num / denom Jd1 = 1 / (-0.629 + 0.5 * math.log(Cfd_fun / Nprop_fun) + fCL) return Jd1 73 def Jd2(Nprop_fun, Cfd_fun): Ix = math.sqrt(Nprop_fun / Cfd_fun) Jd_1=Jd1(Nprop_fun, Nprop_fun) Jd_Ix1 = 1.13576 - 0.0529836 * math.log(Nprop_fun) - 0.912619 * math.atan(0.37403 - 0.494469 * math.log(Nprop_fun)) delta1 = Jd_Ix1 - Jd_1 g1 = 3.357 * pow(Ix, 5) - 10.686 * pow(Ix, 4) + 10.041 * pow(Ix, 3) - 2.1452 * pow(Ix, 2) + 0.449 * Ix - 0.01452 Jd_1=Jd1(Nprop_fun, Cfd_fun) Jd2 = Jd_1 + delta1 * g1 return Jd2 def Jd3(Nprop_fun, Cfd_fun): Ix = math.sqrt(Nprop_fun / Cfd_fun) Jd_2=Jd2(1, Nprop_fun) Jd_Ix1 = 1.13576 - 0.0529836 * math.log(Nprop_fun) - 0.912619 * math.atan(0.37403 - 0.494469 * math.log(Nprop_fun)) delta2 = Jd_Ix1 - Jd_2 g10 = 2.5016 * pow(Ix, 5) - 7.8231 * pow(Ix, 4) + 6.7988 * pow(Ix, 3) - 1.7905 * pow(Ix, 2) + 1.272 * Ix + 0.0346 + 1.44845779338554*0.001 Jd_2=Jd2(1, Cfd_fun) Jd3 = Jd_2 + delta2 * g10 return Jd3 def Jd4(Nprop_fun, Cfd_fun): Ix = math.sqrt(Nprop_fun / Cfd_fun) Cfd10=10/pow(Ix, 2) if Nprop_fun < 241: 74 Jd_Ix1 = 1.13576 - 0.0529836 * math.log(Nprop_fun) - 0.912619 * math.atan(0.37403 - 0.494469 * math.log(Nprop_fun)) else: Jd_Ix1 = 1.909859 Jd_Ix10 = 1.13576 - 0.0529836 * math.log(10) - 0.912619 * math.atan(0.37403 0.494469 * math.log(10)) delta3 = Jd_Ix1 - Jd_Ix10 hinf=pow(Ix, 2) Jd_3=Jd3(10, Cfd10) Jd4 = Jd_3 + delta3 * hinf return Jd4 "код" Ep = pow(10, 6)*E/(1-pow(coef_puas, 2)) q=q/120 cemax=camax/(1+camax/(1000*dens_prop)) if h_eff <= hf: rp = h_eff / hf else: rp = 1 print(rp) Vf=(rp*Mass_prop)/((1-m_prop)*(1000*dens_prop)) Vr=h_eff*3.14*pow(re, 2) print("Vf", Vf) print("Vr", Vr) Nprop=(2*Vf*kf)/(k*Vr) 75 print("Nprop", Nprop) xu=Nprop/0.00000001 xl=Nprop R=(math.sqrt(5)-1)/2 d=R*(xu-xl) x1=xl+d x2=xu-d if Nprop < 0.1: f1=Jd1(Nprop, x1) elif Nprop < 1: f1=Jd2(Nprop, x1) elif Nprop < 10: f1=Jd3(Nprop, x1) elif Nprop >= 10: f1=Jd4(Nprop, x1) if Nprop < 0.1: f2=Jd1(Nprop, x2) elif Nprop < 1: f2=Jd2(Nprop, x2) elif Nprop < 10: f2=Jd3(Nprop, x2) elif Nprop >= 10: f2=Jd4(Nprop, x2) while abs(xu - xl) >= 0.00001: d=R*d if f1 > f2: 76 xl = x2 x2 = x1 f2 = f1 x1 = xl + d if Nprop < 0.1: f1=Jd1(Nprop, x1) elif Nprop < 1: f1=Jd2(Nprop, x1) elif Nprop < 10: f1=Jd3(Nprop, x1) elif Nprop >= 10: f1=Jd4(Nprop, x1) else: xu = x1 x1 = x2 f1 = f2 x2 = xu - d if Nprop < 0.1: f2=Jd1(Nprop, x2) elif Nprop < 1: f2=Jd2(Nprop, x2) elif Nprop < 10: f2=Jd3(Nprop, x2) elif Nprop >= 10: f2=Jd4(Nprop, x2) Cfdopt = (xl + xu) / 2 Ixopt = math.sqrt(Nprop / Cfdopt) if Nprop < 0.1: 77 Jdopt=Jd1(Nprop, Cfdopt) elif Nprop < 1: Jdopt=Jd2(Nprop, Cfdopt) elif Nprop < 10: Jdopt=Jd3(Nprop, Cfdopt) elif Nprop >= 10: Jdopt=Jd4(Nprop, Cfdopt) print("Jdopt", Jdopt) print("Cfdopt", Cfdopt) xf = pow((kf * Vf / (Cfdopt * k * hf)), 0.5) w = pow((Cfdopt * k * Vf / (kf * hf)), 0.5) print("xf", xf) print("w", w) sf = 1 / Jdopt - math.log(re / rw) + 0.75 Folds = (math.log(re / rw) - 0.75 + s0) / (math.log(re / rw) - 0.75 + sf) Mass_propa=Mass_prop/2 c01 = pow(9.15, (1 / (2 * np + 2))) * pow(3.98, (np / (2 * np + 2))) c02 = pow(((1 + (3.14 - 1) * np) / np), (np / (2 * np + 2))) * pow(Kn, (1 / (2 * np + 2))) ww0 = c01*c02*pow((pow(q, np)*pow(hf, (1-np))*xf/Ep), (1/(2*np+2))) wb = 0.628 * ww0 ww = ww0 * 3.14 / 4 ce = Mass_propa / (hf * wb * xf) if ce>cemax: ceswitch = 1 78 Mass_propa = 0.5 * Mass_prop * cemax / ce ce = Mass_propa / (hf * wb * xf) else: ceswitch = 0 Vfa = 2 * rp * Mass_propa / ((1 - m_prop) * (1000 * dens_prop)) wa = Vfa / (xf * hf) Npropa = (2 * Vfa * kf) / (k * Vr) Cfda = kf * Vfa / (xf * hf) / (k * xf) Ix = math.sqrt(Npropa / Cfda) if Npropa < 0.1: Jda=Jd1(Npropa, Cfda) elif Npropa < 1: Jda=Jd2(Npropa, Cfda) elif Npropa < 10: Jda=Jd3(Npropa, Cfda) elif Npropa >= 10: Jda=Jd4(Npropa, Cfda) sfa = 1 / Jda - math.log(re / rw) + 3 / 4 Foldsa = (math.log(re / rw) - 3 / 4 + s0) / (math.log(re / rw) - 3 / 4 + sfa) print("Jda", Jda) print("wa", wa) 79 80
