Підвищення продуктивності Зай-Каратайской свердловини

1. ВСТУП

В.А.Т. «Татнафта» є одним з провідних підприємств паливно-енергетичного комплексу Росії. Основні види діяльності - пошук, розвідка, буріння свердловин та облаштування нафтових родовищ, видобуток, переробка нафти, реалізація нафтопродуктів; сервісного обслуговування, випуск металопластмасова труб, автомобільних шин, кабельної та іншої продукції.

В даний час відкрите акціонерне товариство «Татнефть» одна з провідних російських нафтових компаній. За рівнем видобутку «Татнефть» займає шосту позицію серед нафтових компаній Росії. За нинішніх темпів видобутку компанія - за оцінками незалежного аудитора, консалтингової фірми «Міллер енд Лентс» - забезпечена запасами на більш ніж три десятиліття, при цьому пошук і розвідка нових родовищ триває.

«Татнафта» внесла великий внесок у світову науку і практику. Нафтовики Татарстану вперше у вітчизняній практиці освоїли технологію і накопичили цінний досвід прискореного освоєння нафтових ресурсів, домоглися загальновизнаних у нафтовому світі досягнень в питаннях інтенсифікації видобутку нафти, збільшення нафтовіддачі пластів, підтримки пластового тиску. «Татнафта» завжди була і є підприємство самих передових методів розробки нафтових родовищ.

Історія нафтової промисловості Татарстану починається офіційно з 1943 року - саме тоді в Шугуровском районі було відкрите родовище нафти промислового значення. Настала епоха масових родовищ республік.

Липень 1943 - відкрито перше нафтове родовище промислового значення в Шугурова. Свердловину № 1 (добовий дебіт 20 тонн) пробурила бригада майстра Г. Х. Хамідулліна.

1943-1946 рр.. - Відкриття родовищ Аксубаевского, Бавлінского і деяких інших.

1948 рік. - Відкрито Ромашкінское родовище - одне з найбільших у світі.

Початок етапу інтенсивної розробки - отримана нафта з девонських пісковиків на свердловині № 3 (добовий дебіт 120 тонн.)

За рахунок третинних методів підвищення нафтовіддачі пластів додатковий видобуток нафти склала 4,5 млн. т (при плані 3,4 млн. т) або 131,7% до плану. Видобуток нафти за рахунок гідро-динамічних методів підвищення нафтовіддачі склала 7 млн. т при завданні 6.3 млн. т

Всього за рахунок застосування методів підвищення нафтовіддачі пластів отримано 11.4 млн. т нафти, що становить більше 40% видобутку за 2004 рік.

Щорічно в «Татнефти» впроваджується понад 100 видів нового обладнання та технологій з економічним ефектом понад 140 млн. рублів, 2500 раціоналізаторських пропозицій і винаходів з ефектом 82.6 мільйонів рублів. Более40% нафти на родовищах Татарстану видобувається за рахунок впровадження новітніх технології та метеодачі пластів.

Розроблені в ВАТ «Татнефть» технології отримали широке поширення в регіонах СНД. Ними зацікавилися зарубіжні нафтові компанії, в тому числі - Італії, Ірану, Єгипту, Китаю. Всі вони мають ресурсо - сбегающую спрямованість, економічно вигідні і екологічно безпечні.

У зв'язку зі зміненими умовами експлуатації нафтових родовищ і природним падінням нафти, що видобувається в ВАТ «Татнефть» ведеться планомірна робота щодо скорочення попутно видобувається води, виведення з експлуатації нерентабельних високообводненних і малодебітних свердловин.

Для цих цілей розроблені і широко впроваджуються високоефективні технології та обладнання. Всі ремонти свердловин супроводжуються ретельною підготовкою, дослідженням і підбором підземного обладнання. Вжиті заходи дозволяють підтримувати високий рівень міжремонтного періоду свердловин, який є одним з найвищих в нафтовій галузі Росії.

2. ВИХІДНІ ДАНІ

2.1 Характеристика геологічної будови експлуатаційного об'єкта

Стратиграфія і літологія.

В геологічній будові Зай-Каратайской площі беруть участь кристалічний фундамент і платформенний чохол. Кристалічний фундамент складний метаморфічними породами архейської групи.

Осадовий чохол включає відкладення девону, карбону, ПЕРЬМИ і четвертинної систем. На поверхню оголюються четвертинні і верхнеказанскіе відкладення. Більш давні освіти розкриті численними свердловинами.

Загальна толшиной осадового чохла близько 2000 м. З них 75% припадає на карбонатні і 25% на теригенні породи.

Девонская система - D

У межах площі відкладення девонської системи трансгресивної залягають на кристалічному фундаменті і представлені теригенними відкладами середнього відділу, теригенно-карбонатними верхнього відділу, які по літологічним складом можуть бути поділені на нижню теригенні і верхню карбонатну пачки.

Середній девон D ₂

У складі середнього девону виділяються відкладення ейфельского (D ₂ ef) і жіветского (D ₂ gv) ярусів. Зараховують до ейфельского ярусу відкладення Бійського горизонту (Dbs) є найбільш древніми п a л eo нтологіческі охарактеризованими утвореннями девону Ромашкинского родовища.

Літологічних в його складі виділяються дві пачки порід: нижня - базальна гравійно-піщана (пласт D _V) і перекриває її карбонатно-аргіллітовая.

Пласт складний світло сірими і жовтувато-світло-сірими різнозернистий (в основному середньо-і грубозернистими) кварцовими пісковиками зі значною домішкою гравійного і мелкогалечного матеріалу. Рідше зустрічається прошаруй дрібнозернистих пісковиків, алевролітів і аргілітів з поганою сортуванням уламкового матеріалу.

Для верхньої пачки характерна присутність кристалічних, сірих вапняків, що виділяються як чіткий електрорепер «нижній вапняк», з наявністю глинистих алевролітів і аргілітів.

Товщина Бійського горизонту в межах площі змінюється від 0 до 10 м.

У жіветском ярусі (D ₂₎ виділяється Старооскольський надгорізонту (D ₂ st), який об'єднує в своєму складі Воробьевский - D ₂ vb (пласт Д IV), Ардатовський - D ₂ ar (пласт Д III), муллінскій - D ₂ ml (пласт Д II) горизонти.

Пласт Д IV представлений світло-сірими або темно-коричневими нефтенасищенной пісковиками грубозернистими, погано відсортованими. Рідкісні прошаруй дрібнозернистих глинисто-алевритових порід, а також зеленувато-сірих карбонатних порід з залишками фауни. Відкладення горизонту з розмивом залягають на породах ейфельского ярусу і кристалічного фундаменту. Верхня межа проводиться по покрівлі аргіллітовой пачки над пластом Д IV.

Товщина Воробьевского горизонту коливається від 0 до 19 м.

Пласт Д III виділений в межах нижньої пачки Ардатовського горизонту і складається глинистими алевролітами, плямисто забарвленими, з підлеглими прошарками оолітових, шамозітово-сідерітових руд і пісковиками світло-сірими, дрібнозернистими.

Товщина шару може досягати 10-12 м. У межах верхньої карбонатно-аргіллітовой пачки виділяється добре витриманий за площею електрорепер "середній вапняк", який представлений буро-сірими, темно-сірими, органогенних вапняками або перекристалізований доломітами.

По покрівлі залягають вище глинистих темно-сірих порід проводиться верхня межа Ардатовського горизонту, загальна товщина якого змінюється від 18 до 28 м.

Пласт Д II виділяється в межах нижньої алевритами-піщаної пачки у складі муллінского горизонту, який розвинений на всій території родовища. Він складний темно-сірими піщаними алевролітами і дрібнозернистими сірими пісковиками.

Для верхньої пачки характерна присутність зеленувато-сірих і чорних тонкослоістих аргілітів і коричнево-сірих глинистих алевролітів з органічними залишками. Верхня межа муллінского горизонту проводиться по покрівлі глинистої пачки над пластом Д II.

Товщина змінюється від 4 до 25 метрів

У розрізі верхнього девону виділяють франскій (Д ₃ fr) і фаменскій (Д ₃ fm) яруси, що підрозділяються на нижній, середній і верхній под'яруси.

До ніжнефранскому под'ярусу приурочені відкладення пашійского (Д ₃ р) та Тіманського (Д ₃ t) горизонтів. Пашійскій горизонт (в промисловій практиці індексується як Д ₁₎ складний переважно дрібнозернистими пісковиками і грубозернистими алевролітами, з перешарування аргілітів і глинистих алевролітів.

Пісковики кварцові, алеврітістие, світло-сірі або буро-сірі до темно-коричневих в залежності від інтенсивності нефтенасищенной. Алевроліти сірі, піщані, шаруваті, що пов'язано з сортуванням уламкового матеріалу за величиною зерен. Для колекторів піщано-алевритових порід характерна кварцова цементація і досить однорідний гранулометричний склад (середній діаметр зерен дрібнозернистих пісковиків складає 0,11-0,15 мм, а крупнозернистих алевролітів 0,1 мм).

Товщина горизонту становить 50 м. (прил.2.)

Залягають вище по розрізу відкладення Тіманського горизонту виділяються в інтервалі, обмеженому регіонально витриманими реперами. У підошві це репер «верхній вапняк», представлений пачкою карбонатних порід, складених темно-сірими, нерівномірно глинистими дрібнозернистими вапняками і доломітами. Вище залягають темно-і зеленувато-сірі і шоколадно-коричневі аргіліти.

В основному в розрізах свердловин північних площ в середній частині горизонту простежуються піщано-алевритових відкладення пласта Д _0, які представлені сірими алеврітістимі пісковиками і сірими, зеленувато-сірими алевролітами, вище яких залягають аргіліти зеленувато-сірі. Покрівля горизонту проводиться по підошві репера «Аякс», складеного вапняками.

Товщина Тіманського горизонту змінюється від 24 до 28 м.

У розрізі среднефранского под'яруса виділяються відкладення саргаевского, Семілуцького і речітского горизонтів.

Відкладення саргаевского горизонту (Д ₃ sr) залягають з розмивом на нижележащих Тіманський утвореннях і представлені вапняками темно-сірими, дрібно-і тонко-зернистими, в різній мірі перекристалізований. У верхній частині зустрічаються прошаруй брекчиевидного вапняку.

Товщина горизонту коливається від 4 до 9 м.

Для відкладів Семілуцького горизонту (Д ₃ sm) характерна наявність темно-сірих, бітумінозних, органогенно-уламкових, брекчієвидною, окремнелих, ділянками сильно тріщинуватих вапняків, з прошарками мергелів і горючих сланців.

Товщина горизонту змінюється в межах 40 - 50 м.

Відкладення речітского горизонту залягають з розмивом на відкладах Семілуцького горизонту і представлені мікро-і різнозернистий сірими і темно-сірими, перекристалізований, прошарками органогенних вапняками.

Товщина горизонту змінюється від 35 до 50 м.

У межах верхнефранского под'яруса (Д ₃ fr) виділяються воронезький (Д ₃ vr), елановскій (Д ₃ el), Лівінський (Д ₃ lv) горизонти.

Характерним для цих горизонтів є складання їх вапняками сірими, темно-сірими, в різному ступені глинистими, ділянками перекристалізований, доломітізірованний і кальцітізірованнимі. Для воронезьких утворень характерна наявність тріщинуватих і брекчієвидною прошарків, а для Евланова-Лівенський органогенних різниць, представлених водоростевої і форамініферового вапняками.

Загальна товщина утворень под'яруса може досягати 115 м.

Виділений в складі фаменского ярусу ніжнефаменскій под'ярус (Д ₃ fm ₁₎ представлений Задонський (Д ₃ zd) і елецким (Д ₃ el) горизонтами, відкладення яких залягають на розмитій поверхні верхнефранского под'яруса. Вони складені сірими вапняками мікрозерниста, стілолітізірованнимі, доломітізірованний, ділянками пористими і кавернозний і доломітами світло-сірими, дрібно-і середньозернистими, іноді із включеннями гіпсу і ангідриту.

Товщина под'яруса може досягати 140 м.

Для відкладів среднефаменского под'яруса (Д ₃ fm ₂₎ характерно переслаіваніе світло-сірих мікрозерниста і реліктове-органогенних, часто сильно перекристалізований вапняків з рідкісними тонкими брекчієвидною прошарками доломітів і доломітізірованний вапняків. Зустрічаються також прошаруй пористих, дрібно кавернозних, тріщинуватих і бітумінозних вапняків з присутністю сутуростілолітових швів і горизонтальних тріщин. Доломіти буро-сірі, дрібно-і різнозернистий, ізвестковістих.

Товщина горизонту змінюється від 51 до 73 м.

Верхнефаменскій под'ярус (Д ₃ fm ₃₎ складний вапняками сірими і світло-сірими, в основному тонкозернисті, нерівномірно доломітізірованний, з нерівними поверхнями нашарування, зі стилолітові швами, ділянками відзначається нерівномірне нефтенасищенной.

Товщина коливається в межах 58-68 м.

Тектоніка.

Ромашкінское нафтове родовище по поверхні кристалічного фундаменту є асиметричне підняття широтного простягання з відносно слабким розчленуванням на піднесеності і поглиблення різної амплітуди.

Основним структурним елементом, контролюючим розподіл нафтових покладів Ромашкинского родовища, є Південний купол Татарського зводу структура першого порядку. Ця структура чітко вимальовується по поверхні кристалічного фундаменту і по всіх маркірують поверхням девону і карбону.

У південно-західній частині родовища, охоплюючи територію Мінібаєвський, Зай-каратаевская, Куакбашской, а також західні частини Абдрахмановской і Південно-Ромашкинского площ, розташована перша тераса.

У цьому районі фундамент має кілька знижений положення, а по вищерозміщеним відкладенням воно найбільш високе, тому в межах тераси осадові відклади мають найбільшу товщину.

Сама Зай-Каратайская площа являє собою широкий майже положистості схил південно-західного напрямку. На тлі загального занурення в районі свердловин № № 62, 3553, 595 відзначається невеликий прогин амплітудою близько 5 метрів, майже меридіонального простягання (дод.1).

У районі свердловин № 3549, 3548 ізогіпс 1400м обведений невелике підняття. Нахил шарів незначний, що не перевищує ⁰ 0 70 ^1. На захід від свердловин № № 406, 3548, 99 пологе занурення переходить до східного борт Акташське-Ново-Єлховський прогину з кутами нахилу до 1 ⁰ 50 ^1.

Умови залягання пашійскіх відкладень Зай-Каратайской площі відображені на карті, побудованої по підошві репера «верхній вапняк» - покрівля пашійского горизонту (дод.1.).

2.2 колекторські властивості пластів

Оскільки в даний час розробка площі здійснюється з урахуванням виділених блоків, то узагальнені результати визначення товщин, ємнісне-фільтраційних властивостей, насиченості, а також оцінка мінливості цих параметрів. У цілому продуктивні відкладення горизонту Д1 по блоках не відрізняються, за розглянутими параметрами, за винятком того, що середня проникність колекторів другого блоку складає 0,492 мкм ^2, а першого і третього 0,387 і 0,379 мкм ² відповідно. Це, мабуть пояснюється різним обсягом вироблення по показності груп порід. Слід також відзначити збільшення фільтраційних властивостей колекторів зверху вниз. Знову ж таки це пов'язано, мабуть, з вищевказаними причинами. Очевидно, що порівняння тих же параметрів між групами колекторів не має сенсу. Доцільніше їх розглядати в межах груп колекторів при порівнянні пластів між собою.

Так середня товщина пластів, представлені високопродуктивними негліністимі колекторами змінюється від 2,6 по пласту «б1» до 3,8 м. по пласту «б3».

При цьому параметр мінливості середніх величин становить 0,43-0,53. Середні значення пористості і нефтенасищенной по пласту відрізняються незначно. Слід акцентрировать увагу на істотній відмінності пластів по фільтраційних властивостей. З наведених даних видно: проникність пласта «г1» складає 0,666 мкм ^2, а пласта «б» - 0,939 мкм ^2, при середньому значенні проникності цієї групи порід рівною 0,76 мкм ^2.

Колекторські властивості глинистих високопродуктивних і малопродуктивних пластів більш однорідні, ніж у вищеописаної групі. Абсолютні значення параметрів пористості, нефтенасищенной, а також товщин пластів у межах груп відрізняються меншою мірою, ніж між групами. Групи колекторів, включаючи і раніше розглянуту істотно відрізняються по фільтраційних властивостей. У межах високоподуктівних колекторів пласти з гліностью менше 2% в 2 рази вище пластів з гліностью більше 2%. Проникність малопродуктивних колекторів в 5 разів менше глинистих.

Таким чином, проведене геологічне обгрунтування показало, що високопродуктивні негліністие колектори верхній пачки пластів у кращому ступені розвинені на другому блоці. З числа пластів нижньої пачки пласт «г2» відрізняється найбільшою показністю негліністих високопродуктивних колекторів, які, наприклад, на першому блоці складають 92% площі.

Частка глинистих високопродуктивних колекторів незначна і максимальна величина (7%) простежується по пласту «в». Малопродуктивні колектори в більшій мірі присутні в третьому блоці.

Продуктивні пласти в рамках виділених груп мало чим відрізняються за колекторським властивостями, а також по товщині, що дозволяє при аналізі вироблення засув нафти по пласту поставити їх у рівні умови.

2.3 Фізико-хімічні властивості пластових флюїдів

Фізико-хімічні властивості нафти і газу на Зай-Каратайской площі визначалися як за глибинним (пластовим) пробам, так і по пробах, відібраних на поверхні. Відбір та аналіз проб нафти на поверхні проводилися лабораторією підготовки нафти ТатНІПІнефть. Нафта горизонту Д1 Зай-Каратайской площі, як і всього Ромашкинского родовища в цілому, є сірчистої (вміст сірки 1,24%), високосмолістой (вміст смол 33,8%) і парафінистих (парафінів 2,8%). Зміст коксу 5,01%, питома вага нафти на поверхні становить 0,862 г/см3.

При разгонке нафти були отримані такі фракції: бензин (темпетатура кипіння до 200 ⁰ С) - 26,9%, гас (температура кипіння до 200-300 ⁰ С) - 19,5%. Усадка пластової нафти в середньому становить 14,67% , газовий фактор - 58,27 м ³ / т.

На Зай-Каратайской площі були досліджені пластові води горизонтів Д0, Д1, Д2, Д3. Оскільки не спостерігається істотної відмінності у складі вод цих горизонтів, нижче в якості типових будуть розглянуті води горизонту Д1.

Величина перший солоності знаходиться в межах 64,34-67,66%-еквівалентів, а другий в межах 33,32-35,66%-еквівалентів.

За хімічної характеристики пластові води відносяться до Cl - Ca типу.

Питома вага пластових вод при температурі 20 ⁰ С змінюється від 1,01711 до 1,1934 г / см ^3. Загальна мінералізація на 100гр. води коливається від 729,06 до 823,11 мг / дм ^3, РН в більшості проб води знаходиться в межах 6,1-6,3.

Серед аніонів домінуючими є іони хлору. Вміст іонів хлору у воді коливається від 364,51 до 412,09 мг-екв / л. Карбонатів міститься від 0,1 до 0,05 мг-екв / л. Вміст сульфатів в основному незначно 0,004-0,19 мг-екв / л.

З основних металів переважає іон кальцію. Він міститься в кількостях від 96,68 до 111 мг-екв / л.

Амоній, визначений лише по одній пробі (по свердловині № 13) міститься в кількості 229,90 мг-екв / л.

Зміст брому у водах горизонту Д1 значне від 779,22 до 941,52 мг / л і може вважатися промисловим.

Гідрохімічні коефіцієнти варіюють у таких межах:

Na/Cl-0.64-0.68

Ca/Mg-3.13-4.22

SO4 * 100/Cl-0.0014-0.0055

Cl-Na/Mg-4.08-5.30

Cl/Br-136.14-166.19

Знижені величини 1,3 і 1,5 коефіцієнтів і підвищені 2 і 4 коефіцієнтів свідчить про значну закритості структури і глибокої метаморфізації пластових вод (табл.4.2.3).

Слід зазначити, що для Зай-Каратайской площі характерна підвищена температура пласта - 38,42 ⁰ С, з чим пов'язана кілька знижена в'язкість пластової води на Зай-Каратайской площі у порівнянні з іншими площами Ромашкинского родовища.

2.4 Природний режим поклади

Особливістю даної поклади є те, що властивості і характер поширення колекторів в законтурне області, принципово не відрізняються від таких у межах поклади нафти. Зв'язок з законтурне областю досить гарна на ділянках розвитку колекторів 1 групи. Але так як об'єкт розробки многопластовой і пласти переривчасті, то зв'язок з законтурне областю може й не бути. Тому на основі спостережень за весь попередній період розробки режим поклади характеризується як упруговодонапорний. Після введення площі в розробку і почала внутріконтурного заводнения, режим поклади змінився на режим витіснення нафти водою. Однак через складну будову об'єкта на площі є окремі лінзи, не охоплені процесом витіснення (відсутність нагнітальних свердловин на ці лінзи), режим за якими можна вважати пружним (ізольовані лінзи) і упруговодонапорним (при розповсюдженні колекторів в законтурне область). Але частка таких лінз незначна, тому режим поклади в цілому це режим витіснення нафти закачиваемой водою.

2.5 Запаси нафти

Перший підрахунок запасів нафти по Зай-Каратайской площі був проведений в 1962 році, відповідно до якого балансові запаси становили 141677 тис.т., що витягають - 69423 тис.т. Далі запаси перераховувалися в 1976 році, 1986 рік і в 1995 році. Станом на 1.01.1996 рік вони склали 69957,4 тис.т. Відбулося збільшення видобутих запасів за рахунок зростання ступеня разбуренной площі та уточнення меж поширення колекторів.

Запаси нафти, що знаходяться на балансі ВГФ на 1.01.2002 рівні 140139 тис.т. балансових і 64759 тис.т. видобутих. Усі запаси віднесені до категорії А.

Розподіл запасів нафти по пластах дуже нерівномірно. Найбільша частка запасів, відповідно 28%, 24%, 15,4%, припадає на пласти Д ₁ г _2, Д ₁ в, Д ₁ б _3, а найменша на пласти Д ₁ д, Д ₁ б _1, Д ₁ а ( відповідно 2,0%, 4,3%, 5,4%). Пласти Д ₁ б ₂ і Д ₁ г ₁ по частці початкових видобутих запасів займають проміжне становище і на них припадає 8,9% і 12%.

Розподіл запасів нафти по групах колекторів Зай-Каратайской площі також нерівномірно. Переважна частина запасів припадає на високопродуктивні негліністие колектори (79,85) і лише незначна частина (відповідно 13,0% і 7,2%) - на високопродуктивні глинисті і малопродуктивні колектори.

Коефіцієнт нафтовилучення в цілому по блоку становить 0,65.

3. АНАЛІЗ ПОТОЧНОГО СТАНУ РОЗРОБКИ

У розробку площа введена в 1956 році і в даний час знаходиться на четвертій стадії розробки. Пізня стадія розробки горизонту Д ₁ характеризується зниженням видобутку нафти за рахунок виснаження запасів горизонту, прогресуючим обводненням пластів і свердловин, вибуттям значної частини свердловин з розробки і зниженням ефективності ГТМ (геолого-технічні заходи). Більшу частину залишкових запасів становлять які важко запаси низькопродуктивних теригенних пластів невеликої товщини.

Для аналізу розробки був побудований графік показників розробки розробки (пріл.5.).

Динаміка основних технологічних показників за 1958 - 2001 рік наведені в таблиці 5.1.

З початку розробки спостерігається інтенсивне збільшення обводненості до 1987 року (85%). Після 1988 року обводненість стабілізувалася і знаходилася в межах 87-88%. З 1997 року відзначається зниження обводненості продукції, що видобувається до 85%, що пояснюється ефективним регулюванням процесу розробки, вибуттям високообводненних свердловин, застосуванням великого обсягу методів збільшення нафтовилучення, забезпечують ізоляцію водопровідних зон пласта.

Поточний стан пробуреного фонду свердловин.

Проектом розробки, складеним ТатНІПІнефть в 1987 році, передбачено буріння 1038 свердловин (636 видобувні, 215нагнетательние, 152 свердловини - дублери, 35 свердловин резервні). Станом на 1.01.2002 р. пробурено 853 свердловин (з них 637 видобувні, 216 нагнітальні). Залишковий проектний фонд складає 185скважіни, з них 39 свердловин основного фонду, 29 резервних, 117 свердловин дублерів.

Безпосередньо на 2 блоці пробурено 248 свердловин. Фонд діючих видобувних свердловин на площі становить 344, нагнітальних 197. На площі 11,6% фонду знаходиться в бездіяльності: 67 видобувних свердловин простоює через малодебітних через відсутність або недосконалість системи впливу, 12 нагнітальних через відсутність обладнання для системи ППД. Співвідношення видобувних і нагнітальних свердловин по пластах і типами колекторів варіює в межах 2,5-9,0, що вказує на недосконалість системи заводнення.

Поточна видобуток нафти.

За 2002рік з горизонту Д ₁ відібрано 400тис. т. нафти (3,4% від поточних видобутих запасів), що в 6,2 разів менше максимального видобутку, досягнутої в 1971 році (2489 тис.т). З початку розробки видобуто 58400,2 тис.т. нафти, що становить 83,8% від НИЗ та 41,1% від НБЗ по Зай-Каратайской площі. За новими свердловинах видобуто 3,5 тис.т. нафти. Середньодобовий дебіт однієї діючої свердловини на 1.01.2003 р. склав 3,7 т / добу. по нафті і 23,7 т / добу. по рідини.

Виконано заходи щодо забезпечення видобутку нафти. У результаті циклічного і нестаціонарного заводнения додатково видобуто за 2002 рік 43,2 тис.т. нафти. Тривали роботи з підвищення нафтовіддачі пластів (Закачування ВУС, ВМРС, біополімеру, ОЕЦ, Латекс), додатково видобуто 9,4 тис. т. нафти. У результаті застосування технологій обробки привибійної зони в свердловинах і перфорації пластів, гідравлічного розриву пластів додатково видобуто 7,6 тис. т. нафти.

У 2002 році виконувалась програма підвищення тиску на віддалених від КНС нагнітальних свердловинах (будівництво мініБКНС з агрегатом реда 500 на КНС-ГУ-10, впровадження насоса ЦНС45 на КНС-3, ГУ-10), що дозволило здійснювати циклічну закачування.

Поточна видобуток рідини.

У зв'язку зі зростанням видобутку нафти інтенсивно зріс видобуток рідини, досягнувши максимуму в 1987 році 5690 тис.т. Потім стала стрімко падати і в 2002 році вона склала 2675,9 тис. тонн, що в 2 рази менше максимуму. (Додаток 6) На площі проводяться у великому обсязі заходи щодо скорочення відбору попутної води (зупинка гранично обводнених свердловин, обмеження непродуктивної закачування, ізоляція водопритоків). Накопичений відбір рідини на 1.01.2003 р. склав 113,6 тис.т. при водонафтової факторі 1,715.

Поточна закачування води.

Закачування води в продуктивні пласти горизонту Д1 була організована з метою підтримки пластового тиску з початку розробки. Щорічно обсяги закачування води інтенсивно збільшувалися, досягнувши максимуму в 1986 році - 5645 тис. м ^3. Надалі закачування води стала зменшуватися, як наслідок зниження відборів рідини, і склала в 1998 році 366 тис.м ³ - мінімальний обсяг закачування води. У 2002 р. закачування води склала 2260,2 тис.м ³ при компенсації відбору рідини закачуванням води на 96,0%. Середня прийомистість однієї нагнітальної свердловини склала 134 м ³ / доб. Накопичений обсяг обсяг закачування на 1.01.2003 склав 190,2 млн. м ³ води при компенсації відбору рідини закачуванням води в продуктивні пласти горизонту Д ₁ на 105,1%.

Обсяг вимушеної закачки (відтоки) дорівнює 23тис. м ³ води. Продуктивна закачування склала 2237,2 тис. м ³ води. У 2002 році під нагнітання води освоєно 8 свердловин із середньою приемистостью 105 м ³ / доб. Нагнітальний фонд склав на кінець року 197 свердловин. Циклічне вплив на пласт здійснювалося в 124скважінах.

Поточний стан пластового тиску.

На Зай-Каратайской площі аналіз пластового тиску проведено за період з 1958 р. по 2002 р.

Пластовий тиск коливалося від 14,0 до 16,0 МПа, з початку розробки воно стало різко знижуватися і в 1961 році досягло мінімуму 13,1 МПа. Потім до 1974 р. пластовий тиск змінювалося незначно, в межах 14,3-15,6 МПа. У наступні роки пластовий тиск зростала з деякими коливаннями і на 1.01.2003 р. становило 15,9 МПа, що говорить про необхідність його подальшого збільшення за рахунок організації ефективного заводнения по нізкопроніцаемие пластів.

Надмірне зниження пластового і забійного тисків призводить до зниження проникності, особливо в малопродуктивних колекторах, за рахунок змикання тріщин та посилення впливу глин на продуктивність колектора.

Спеціальні дослідження, проведені М. М. Непрімеровим в 70 роках, показали (додаток 6), що найкращі умови експлуатації родовища створюються при тисках близьких до первісного пластовому, але так як технічно це здійснити складно, було визнано доцільним підтримувати пластовий тиск на рівні 16 -16,5 МПа. Зниження пластового тиску нижче 14,0 МПа сприяє зниженню коефіцієнтів продуктивності свердловин, їх дебітів і прийомистості.

Аналіз пластових і забійних тисків показує, що найчастіше високі забійні тиску спостерігаються в зонах з високим пластовим тиском, отже, таким шляхом досягається перепад тиску, необхідний для припливу нафти.

Зниження забійних тисків нижче критичних призводить до зменшення продуктивності через випадання смолисто-асфальтенових компонентів не тільки в стовбурі свердловини, а й у привибійній зоні пласта.

Важливими чинниками, що впливають на зниження забійного тиску, є: підтягування контуру обводнення, технологічні умови експлуатації глубіннонасосного обладнання, цілісність цементного каменю, товщина глинистого розділу між нафтовим і глинистим пластами.

Поточний стан вироблення запасів і відбору нафти по пластах.

Пласт Д ₁ а містить 5,4% запасів нафти пашійского горизонту. З початку розробки відібрано 56,1% від НИЗ нафти по пласту. В активну розробку за 2002год введено 180 тис.т видобутих запасів нафти.

Пласт Д ₁ б ₁ містить 4,3% від НИЗ нафти за площею. З початку розробки відібрано 66,2% від запасів нафти по пласту.

Пласт Д ₁ б ₂ містить 8,9% від НИЗ нафти за площею. З початку розробки відібрано 78,4% від запасів нафти по пласту.

Пласт Д ₁ б ₃ містить 15,4% від НИЗ нафти за площею. З початку розробки відібрано 78,1% від запасів нафти по пласту.

Пласт Д ₁ в містить 24,0% від НИЗ нафти за площею. З початку розробки відібрано 88,3% від запасів нафти по пласту.

Пласт Д ₁ г ₁ містить 12,0% від НИЗ нафти за площею. З початку розробки відібрано 85,6% від запасів нафти по пласту.

Пласт Д ₁ г ₂ містить 28,0% від НИЗ нафти за площею. З початку розробки відібрано 91,1% від запасів нафти по пласту.

Пласт Д ₁ д містить 2,0% від НИЗ нафти за площею. З початку розробки відібрано 74,7% від запасів нафти по пласту.

Поточний стан виконання проектних показників.

Видобуток нафти в 2002 році вище проектної на 3,5%. При цьому фактичний видобуток рідини за аналізований період значно нижче проектної, що пов'язано з обмеженням відбору рідини на площі (проведення заходів щодо регулювання процесу розробки). Відповідно відбору рідини обмежується і закачування води в продуктивні пласти.

Діючий фонд свердловин в 2002 році на 24 свердловини більше проектного, що пояснюється меншим порівняно з проектом вибуттям свердловин і введенням свердловин з недіючого фонду (проектом введення з бездії не передбачено). За період 2000-2002 р. вибуло з видобувного фонду на 15скважін менше, ніж за проектом, а з недіючого фонду введено 40 свердловин.

3.1 Характеристика технологічних показників розробки

Динаміка основних показників розробки.

Станом на 1.01.2000 р. на площі пробурено 846 свердловин, в тому числі 633 видобувних і 213 нагнітальних. Залишковий проектний фонд становить 192 свердловини, з них 46 свердловин основного фонду, 29 резервних, 117 свердловин дублерів.

Фонд діючих свердловин складає 370, нагнітальних 163. На площі 10,5% фонду знаходиться в бездіяльності: 78 видобувних свердловин простоюють через малодебітних через відсутність або недосконалість системи впливу, 11 нагнітальних через відсутність обладнання для системи ППД. Співвідношення видобувних і нагнітальних свердловин по пластах і типами колекторів варіює в межах 2,5 9, що вказує на недосконалість системи заводнення.

З продуктивних пластів горизонту Д I на 1.01.2000 р. відібрано 57,4 млн.т. нафти, що становить 82,6% від початкових видобутих і 39,2% від геологічних запасів. Середньорічна обводненість продукції дорівнює 85,9%, водонафтової фактор 1,715. Спочатку розробки в пласти закачано 186,3 млн.м ^3, компенсація відбору рідини закачуванням складає 105,8%.

Видобуток нафти в 1999 р. склала 415 тис.т. (3,4% від поточних видобутих запасів), що в 6 разів менше максимального видобутку в 1971 році. Середньодобовий дебіт однієї видобувної свердловини дорівнює 3,5 т / добу по нафті і 24,6 т / добу по рідини, середня прийомистість однієї нагнітальної свердловини - 143 м ³ / доб. Середнє пластовий тиск у зоні відбору і тиск на вибої видобувних свердловин на кінець 1999 року, відповідно, становило 15,9 і 9,8 МПа.

1943-1946 рр.. - Відкриття родовищ Аксубаевского, Бавлінского і деяких інших.

1948 рік. - Відкрито Ромашкінское родовище - одне з найбільших у світі.

Площа знаходиться в завершальній стадії розробки. Неухильне падіння рівня видобутку нафти пояснюється погіршенням структури запасів нафти. Основна частка залишкових запасів міститься в малопродуктивних і глинистих продуктивних колекторах.

Для залучення в активну розробку додаткових запасів нафти необхідно буріння видобувних і нагнітальних свердловин, вдосконалення системи заводнення шляхом розукрупнення об'єкта нагнітальними свердловинами, організації широкого застосування нестаціонарного методу впливу зі зміною напрямку фільтраційних потоків, для чого буде потрібно вдосконалення системи ППД.

4. ТЕХНОЛОГІЧНА ЧАСТИНА

4.1 Методи, які поліпшують умови фільтрації за рахунок первинного та вторинного розкриття пласта

До цих методів, які застосовуються на Зай-Каратайской площі відносяться: хімічний і механічний.

Дослідження хімічного способу.

Метою досліджень є підбір матеріалу заглушок, визначення конструкції запірних пристроїв і параметрів технологічного процесу вторинного розкриття пластів бесперфоратрним способом.

Кіслоторастворімий метал, застосовуваний для заглушок, повинен задовольняти наступним вимогам:

- Добре розчинятися у технічній соляної або грязьовий кислоті;

- Володіти високою питомою міцністю, гарною оброблюваністю і здатність сприймати ударні навантаження;

- Мати достатню хімічну стійкість у технологічних рідинах (буровий розчин, пластова вода та ін.)

Аналіз металів за хімічною активності показує, що вищевказаним вимогам найбільше відповідає магній та його сплави.

Як відомо, магнієві сплави знайшли широке застосування в нафтопромисловому справі для термохімічної обробки пластів. Враховуючи вищезазначене, а також сприятливі фізико-хімічні та механічні властивості магнієвих сплавів, їх доступність, вони рекомендуються як основного матеріалу для вирішення поставленого завдання.

Для реалізації технологічного процесу розроблено технічне засіб, що складається з фільтру, отвори якого перекриті кіслоторастворімимі заглушками, вмонтованими в сталеві втулки.

Порядок проведення технологічних операцій полягає в наступному.

1. За даними комплексу стандартних геофізичних досліджень, виконуваних після буріння свердловин, визначають інтервали залягання нафто-і водоносного пластів, їх товщину, наявність і товщину глинистого прошарку або перехідної зони водонефтяного пласта.

2. Виходячи з отриманих результатів, геологічна служба бурових підприємств оцінює можливість проведення технологічного процесу, а також дає рекомендації по компоновці технічних засобів у складі експлуатаційної колони.

3. Розташовують технічні кошти в потрібному інтервалі, точність установки забезпечується ретельним виміром довжини обсадних труб і контролем локатором муфт.

4. Свердловину цементують за звичайною технологією.

5. Після ОЗЦ проводять геофізичні дослідження для визначення якості цементування.

6. Спускають колону НКТ під освоєння і промивають свердловину для видалення глинистого розчину до отримання чистої води.

7. Здійснюють обв'язку гирла свердловини арматурою і по колоні НКТ закачують технічну соляну кислоту для створення кислотної ванни.

8. Цементне кільце проти утворилися отворів у фільтрі руйнують шляхом створення надлишкового тиску, не перевищує припустиме на дану обсадних колон.

9. У теригенних колекторах соляну кислоту задавлюють в пласт для обробки привибійної зони, в карбонатних-створюють кавернонакопітелі без задавливания кислоти в пласт.

10. Свердловину освоюють і вводять в експлуатацію.

Механічний спосіб.

Відомо, що формування і подальший стан ПЗП сильно впливають на продуктивність свердловин. Саме формування стан ПЗП залежить від операцій, які проводяться при будівництві свердловин-буріння, СПО, цементування, перфорація пласта.

При цих операціях динамічні репресії на пласт, особливо при спуску колони бурильних, обсадних труб, більш ніж в 1,7 рази перевищує статичну репресію стовпа бурового розчину в свердловині. Багаторазове поперемінне витіснення нафти фільтратом бурового розчину призводить до значного зниження проникності ПЗП.

Отже, чим менше в процесі будівництва свердловин пласт відчуває вплив поперемінних гідродинамічних ударів, які, найчастіше, значно перевищують пластовий тиск, тим менше ступінь погіршення фільтраційних властивостей колектора в ПЗП.

Вторинне розкриття пластів в режимі депресії дозволяє виключити один цикл забруднення продуктивного пласта свердловини рідиною і очистити ПЗП за рахунок імплозії.

Вивчення ступеня очищення перфораційних каналів і ПЗП зворотними імпульсами тиску показала, що миттєво створюваний перепад тиску при перфорації в режимі депресії відрізняється від звичайних статичної і ударної навантажень. При цьому виштовхуюча сила з пласта в стовбур свердловини дорівнює подвоєному створюваному перепаду тиску, помноженому на площу перфораційного отвори, тобто чим більше діаметр перфораційного отвори, тим більше ступінь очищення ПЗП. Як відзначають автори, розглянутий спосіб очищення ефективний також і для свердловин з низьким пластовим тиском. Наприклад, в свердловині максимально достіжним перепадом тиску 3,5 МПа можна миттєво створити депресію на пласт, еквівалентну додається перепаду тиску в 7 МПа. При цьому виникають в ПЗП більш високі швидкості течії і ерозійний ефект, що призводить до високого ступеня очищення ПЗП.

Як відомо, широко використовуються кумулятивні перфоратори через створення високих ударних навантажень і температури (до 300 ⁰ С) не тільки кольматуючі колектор, а й руйнують кріплення свердловини, що призводить до передчасного обводнення продукції.

Причому, більша тривалість перфорації і невеликий діаметр перфораційних отворів знижують ефективність перфорації в режимі депресії.

Використання свердлувальних апаратів для вторинного розкриття в режимі депресії ускладнено відсутністю в свердловині колони НКТ на випадок фонтанування і великою тривалістю процесу і т.п.

4.2 Фізико-хімічні методи підвищення продуктивності свердловин

До цих методів, які зараз застосовуються на Зай-Каратайской площі відносяться: КПАС, ГІОС, АХВ.

КПАС - кислотний поверхнево - активний склад.

Технологія впливу КПАС на ПЗП і продуктивний пласт здійснюється шляхом циклічної закачування кислотних складів в нагнітальні і добиваюшіе свердловини.

Обробка КПАС нагнітальних свердловин включає в себе проведення наступних технологічних операцій:

- Завмер параметрів роботи свердловин;

- Приготування і закачування обсягу циклу КПАС;

- Приготування і закачування 1% водного розчину РДН-1 в обсязі, рівному обсягу НКТ.

Обробка КПАС видобувних свердловин включає в себе проведення наступних технологічних операцій:

- Завмер можливостей прийому ПЗП свердловини на 1% водному розчині РДН-1 в одному режимі;

- Приготування і закачування обсягу циклу КПАС;

- Приготування і закачування 1% водного розчину РДН-1 в обсязі, рівному обсягу НКТ;

- Завмер можливостей прийому ПЗП свердловин на 1% водному розчині РДН-1 в одному режимі.

Після досягнення запланованого обсягу закачування, склад продавлюють в пласт 1% водним розчином РДН-1 в обсязі 10-15 м ³ витримують склад на реагування протягом 6-8 годин, демонтують нагнітальну лінію, проводять ПЗР і представляють виконаний обсяг робіт «Замовнику».

Реагент РДН-1 - являє собою композицію ПАР (суміш похідного алкілірованими поліоксіглкілфенола, гідрофільно-ліпофільний баланс молекул, яка забезпечує його гарну розчинність як у воді так і вуглеводневої фазах), концентрату природних полярних поверхнево-активних компонентів нафти і розчинника асфальто-смолистих і парафінистих відкладень (АСПО) на основі важкого ароматичного вуглеводню або суміші важких галопроізводних вуглеводнів.

ГІОС - газоімпульсная обробка свердловин.

Технологія призначена для відновлення, подальшого збереження і підвищення потенційного дебіту чинного фонду видобувних свердловин, реанімації простоює фонду свердловин, підвищення прийомистості нагнітальних свердловин і є одним з фіз.-мех. Методів інтенсифікації та регулювання процесу розробки нафтового родовища.

Сутність способу високоенергетичної газоімпульсной селективної обробки ПЗП полягає у створенні в певних локальних ділянках зони перфорації свердловин рівня тиску, що перевищує рівень гірського тиску, шляхом доставки в зону обробки погружного газогенератора з запасом робочого агента високого тиску і імпульсною його подачі в оброблюваний інтервал.

Технологія газоімпульсной обробки ПЗП призначена для використання на нафтових родовищах, що знаходяться на середній та пізній стадіях розробки. Вона може здійснюватися як на видобувних, так і на нагнітальних свердловинах.

Застосування акустико-хімічного впливу.

Механізм очищення привибійної зони пласта і відновлення її проникності заснований на комплексній дії ряду фізичних і хімічних чинників - термо-акустичних полів в ультразвуковому діапазоні, органо забруднень спеціальним складом і гідрофобізації поверхні порових каналів привибійної зони пласта (у видобувній свердловині) або Гидрофилизация привибійної зони пласта ( в нагнітальної свердловині), посиленому за рахунок гідродинамічного режиму обробки.

Максимальний ефект досягається в свердловині з низькою продуктивністю і високою неоднорідністю проникності по товщині пласта. Технологія заснована на застосування генератора ультразвукових коливань з магнітно-реєстраційних перетворювачем. Ультразвукові коливання від перетворювача передаються по електрокабелю на забійний випромінювач, встановлений в інтервал обробки привибійної зони пласта. Ультразвуковий випромінювач працює в діапазоні частот від 18 до 20 кГц., З інтенсивністю до 1 кВт / м ^2.

Попередньо інтервал обробки заповнюють спеціальним обробним складом. У нафтовій свердловині застосовуються обробні склади на вуглеводневій основі - розчини катіонактівних ПАР, аніоноактивні маслорастворімих ПАР або їх суміші. У нагнітальної свердловині застосовуються водні розчини неіоногенних

ПАР, водорозчинних аніоноактивні ПАР або їх суміші.

Режими, потужність і темпи акустичної обробки привибійної зони визначаються імпульсними енергетичними показниками, типом та конструкцією перетворювачів і випромінювачів.

У акустичному полі з високою інтенсивністю (понад 0,1 кВт / м ²⁾ більше 50% його енергії в межах зони інтервалу обробки трансформується в тепло. Тому Привибійна зона пласта опромінюється спільно тепловими та акустичними полями (термоакустіческой вплив). Вплив акустичного поля на оброблюваний склад (на рідкі та тверді забруднення в привибійній зоні) полягають у виникненні в ньому знакозмінних (стиснення-розтягнення) бистропротекающих в часі високих градієнтів тиску, величина якого достатня для руйнування кольматуючих структур і пристінних аномальних верств пластових рідин у порових каналах .

При виконанні технологічного комплексного впливу не виникає технології порушення цементного каменю і руйнування навколишнього пласта, тобто вплив є бездефектівним, оскільки знакозмінні градієнти тиску створюють у масштабі, порівнянній з розмірами пор.

Для здійснення процесу необхідні такі технічні засоби:

а) насосний агрегат типу ЦА-320

б) жолобної ємність на 10-15 м ³

в) автоцистерна для підвезення нафти

г) гирлової лубрикатор і сальник для геофізичного кабелю

д) комплект геофізичного та ультразвукового устаткування (типорозмір випромінювача визначається конкретними технологічними і геологічними умовами) проведення робіт.

Для обробки однієї видобувної свердловини необхідні матеріали:

а) нафта товарна в обсязі стовбура свердловини

б) вуглецевий склад на основі світлої дистильованої (ШФЛУ від 5 до 30 м ³⁾

в) катіноактівний ПАР - від 6 до 8 кг («Тюмень» АФ _{вересня} -6, емультал)

Приготування розчинів ПАР здійснюється на свердловині шляхом введення ПАР в циркулярний потік рідини і перемішування розчину протягом 10-15 хв. Після включення генератора в роботу випромінювач ультразвуку переміщується вгору по всій нефтенасищенной товщині пласта. Тривалість ультразвукової обробки кожного метра перфорованої товщини 20-30 хв. Безпосередні роботи з ультразвукової обробки привибійної зони в певному режимі проводить спеціально навчена геофізична партія з необхідною апаратурою.

4.3 Механічні методи підвищення продуктивності свердловин

Механічним методом, застосовуваним на Зай-Каратайской площі, є в основному ГРП.

Гідравлічний розрив пласта-ГРП-це технологічний процес збільшення проникності привибійної зони шляхом розчленування породи пласта або розширення природних тріщин.

Гідравлічний розрив пласта застосовується:

а) для збільшення продуктивності нафтових свердловин;

б) для збільшення прийомистості нагнітальних свердловин;

в) для регулювання потоків або прийомистості по продуктивної потужності свердловини;

г) для створення водоізоляційний екранів в обводнених свердловинах.

У практиці розриву пласта розрізняють 3 основних види процесу:

а) одноразовий розрив пласта, б) багаторазовий, в) спрямований.

Технологія одноразового розриву пласта пропонує створення однієї тріщини в продуктивному розрізі пласта.

Технологія схеми розриву забезпечують утворення декількох тріщин по всій розкритій продуктивної потужності пласта.

При направленому гідророзриві, на відміну від перших двох, місця утворення тріщин регулюється по продуктивної розрізу свердловини.

Для гідророзриву пласта рекомендуються наступні категорії свердловин:

1.скважіни, тиск при випробуванні слабкий приплив нафти.

2. свердловини з високим пластовим тиском, але з низькою проникністю колектора.

3.скважіни мають занижений дебіт.

4.скважіни із забрудненою привибійної зоною.

5.скважіни з високим газовим фактором.

6.нагнетательние свердловини з низькою проникністю.

7.нагнетательние свердловини з нерівномірною приемистостью по продуктивної розрізу.

Розрив пласта не рекомендується проводити:

У нафтових свердловинах, розташованих поблизу контуру нафтоносності.

2. У свердловинах технічно невиправлених.

Максимальний ефект від ГРП забезпечується:

найбільшою шириною створюються в пласті тріщин.
Поширенням тріщин по пласту на максимальну відстань від вибою свердловини.
Створення тріщин в найбільш продуктивної зоні пласта.

Процес гідравлічного розриву шару складається з

наступних послідовно проведених операцій:

установка пакера з метою герметизації затрубного простору і закачування в пласт рідини розриву для освіти і розширення тріщин.
Закачка рідини-носія з піском, призначеним для закріплення тріщин або збереження їх розкритого стану.

3. Закачка продавочной рідини для витіснення піску в тріщини пласта з насосно-компресорних труб і стовбура свердловини.

4.4 Термічні та термохімічні методи стимуляції свердловин

До цих методів відноситься ТБХО.

ТБХО - термобарохіміческая обробка.

Метою цієї технології є термохимический прогрів нижній частині стовбура свердловини, включаючи інтервал перфорації, та ПЗ з метою видалення відкладень АСПВ і підвищення проникності пласта за рахунок комбінованої дії на породу імпульсами тиску і високотемпературної парогазової сумішшю.

Технологія ТБХО заснована на використанні водних розчинів органічних і неорганічних солей, здатних в певних умовах до саморозкладу з виділенням енергії. Спосіб ТБХО зводиться до заповнення свердловини в зоні перфорації розчином термохімічної композиції і ініційованого в ній реакції, що проходить з виділенням тепла і газів. У результаті, назабое різко збільшується тиск і утворюється високотемпературна парогазова суміш, яка розриває породу, створюючи мережу тріщин, підвищуючи проникність ПЗ, і сприяє очищенню пір пласта від ускладнень АСПВ.

4.5 Розрахунок процесу ГРП

Для ГРП приймаємо експлуатаційну свердловину з наступною характеристикою: глибина Н = 1780 метрів, діаметр експлуатаційної колони Декс.к = 16,8 см., труби з марки стали С, ефективна потужність пласта h = 10 метрам, інтервалом перфорації експлуатаційної колони 1753-1759, коефіцієнт продуктивності свердловини 0,115 т / доб, пластовий тиск 134 атм., забойное тиск 51 атм., спосіб експлуатації глибинно насосний. Нафтовий пласт складний дрібнозернистим, добре зцементованих піщаником, що має пористість 0,15 0,28, проникність 5 мД, нефтенасищенной 70%, режим упруговодонапорний.

Основними розрахунковими показниками є: тиск розриву, витрата робочих рідин і піску, радіус тріщин, проникність тріщин привибійної зони і всієї дренажної системи, дебіт свердловини після ГРП, тип, кількість агрегатів, очікувана ефективність гідророзриву.

вертикальне гірський тиск.

Рв.г = Н * Р2/10

Рв.г = 1780 * 2,5 / 10 * 0,981 * 10 ⁵ = 436,5 * 10 ⁵ = 43,6 МПа.

Тиск розриву пласта:

Рразр = Рв.г-Рпл + р, де

р = 147,1 * 10 ⁴ Па або 1,47 МПа * Рразр = 43,6-13,4 +1,47 = 31,6 МПа

Якщо в'язкість рідини 250СПз, то допустимий тиск на гирлі свердловини при запуску рідини песконосітеля буде:

Ру = Д ² н-Д ² в / Д ² н + Д ² в тек / k + Рпл + h Р/10- L / 10; (МПа),

Де Дн = 16,8 см наружний діаметр обсадних труб;

Д ² в = 14,4 см внутрішній діаметр колоннни труб;

тек = 3200нгс/см ² - межа текучості для сталі марки С;

k = 1,5 запаспрочності

h = втрати напору на тертя в обсаднойтрубе;

0,95 відносна щільність рідини розриву;

L = 1780м довжина обсадної колони.

Втрати напору:

H = 56 * 1780/1750 = 57 м водяного стовпа.

Отже:

Ру = 16,8 ² -14,4 ² / 16,8 ² +14,4 ² * 3200 / 1,5 +134 +57 * 0,95 / 10-1780 * 0,95 / 10 = 175 ат або 17 , 1 МПа.

Допустимий тиск на гирлі залежно від міцності різьби верхній частині колони труб на стравлюють зусилля:

Ру = Рстр / (k - G / ПД ² вн / 4) (МПа),

Де Рстр = 125тс;

G = 50тс-зусилля затягування при обв'язці обсадної колони,

K = 1,5-запас міцності

Ру = (125 / 1,5-50) * 1000 / 3,14 * 14,6 ² 200атм або 200 * 0,981 * 10 ⁶ Па = 19,6 МПа.

З отриманих даних тисків на гирлі приймаємо менше (17,1 МПа) .. Можливе Рзаб при Руст .= 17,1 МПа складе:

Рзаб = Ру + Н / 10 - H / 10 = 338.7 атм. 33,2 Мпа

Але так як Рп.разр. на вибої <30,5 МПа, то Р уст.будет:

Ру = Рзаб-H + h / 10, (МПа)

Ру = 338,7-1780 * 0,95 / 10 +64 * 0,95 / 10 = 175,7 атм. Або 17,5 МПа

Отже тиск на гирлі нижче допустимого для прийнятих труб марки С (при товщині стінки 12 мм. Труби випробовуються на Рвнутр .= 185 атм.). Тому для зменшення гідравлічних опорів при закачуванні робочих рідин і для зниження загального тиску гідророзрив введемо безпосередньо через колону обсадних труб.

За дослідними даними, об'єм рідини розриву коливається в межах 5 10м.куб. для даної свердловини середній обсяг нафти приймаємо V р = 7,5 м ^3.

Концентрація піску залежить від в'язкості рідини песконосітеля і тепла її завантаження. Рекомендується застосовувати таку концентрацію піску: для нафти з в'язкістю більше 50 СПЗ 150 300 г \ л, а для загущених нефтеродуктов в'язкістю до 250 СПЗ 300 500 г \ л, значить приймаємо С = 300 т \ л або 0,3 т / м ^3.

об'єм рідини - песконосітеля:

V Ж.П = G п / С, де G п вміст піску, З концентрація піску.

V Ж.П = 8 / 0, 3 = 26,7 м ³

З отриманих даних тисків на гирлі приймаємо менше (17,1 МПа) .. Можливе Рзаб при Руст .= 17,1 МПа складе:

№ докум.

Рзаб = Ру + Н / 10 - H / 10 = 338.7 атм. 33,2 Мпа

Але так як Рп.разр. на вибої <30,5 МПа, то Р уст.будет:

Ру = Рзаб-H + h / 10, (МПа)

Ру = 338,7-1780 * 0,95 / 10 +64 * 0,95 / 10 = 175,7 атм. Або 17,5 МПа

об'єм рідини - песконосітеля:

V Ж.П = G п / С, де G п вміст піску, З концентрація піску.

V Ж.П = 8 / 0, 3 = 26,7 м ³

4.6 Розрахунок процесу СКО

Розрахунок процесу СКО зводиться до визначення необхідного об'єму і концентрації кислоти, обсягу продавочной рідини, обладнання, його кількості і режим роботи агрегату.

Об'єм розчину кислоти для обробки пласта обумовлений його товщиною, хімічним складом породи, пористістю і проникністю пласта, а також числом попередніх кислотних малопроникних порід витрата розчину складає 0,4-0,6 м ³ на 1м товщини пласта, високпроніцаемих 0,6-1 м ³ / м; для вторинних обробок-соответсвенно 0,6-1 і 1-1,5 м ³ / м. При впливі на тріщинуваті породи для первинної обробки необхідно 0,6-0,8 м ³ розчину на 1м товщини пласта, а для вторинної 1-1,5 м ³ / м

При розрахунках процесу соляно-кислотної обробки свердловини необхідно визначити загальний обсяг кислоти заданої концентрації за формулою:

W ср = Vc * h (1)

W ср = 0.4 * 10 = 4 м ³

де - Vc середня норма витрати кислоти - 0.4м ³

Знаходимо обсяг концентрованої товарної кислоти:

V кон = W ср * (P -10 ³⁾ / (P тов-10 ³⁾ (2)

V кон = 4 * (1060кг / м ³ -1000) / (1160кг / м ³⁾ = 1.5м ³

де ротів-щільність товарної кислоти

Р-щільність готового робочого розчину.

Знаючи обсяг концентрованої кислоти, можна визначити кількість

води, необхідної при змішуванні з товарною кислотою для отримання

робочого розчину заданої концентрації:

V = W ср-V кон (3)

У-4-1 / 5 = 2/5м ³

3. В якості інгібітора приймаємо унікоп марки У-2. Потрібне кількість унікопа визначаємо за формулою:

Q у = (74В * \ W р) / (А-х) (4)

Q = (74 * 5 * 4) / (227-12) = 6.8 л.

де В -% добавки унікопа до соляної кислоти, В = 5% за об'ємом від

кількість концентрованої кислоти.

х -% концентрація розведеного робочого солянокислотного розчину.

А-числовий коефіцієнт приймається за характеристикою

концентрованої кислоти 227.

4. Проти випадання з солянокислотного розчину, що містяться в ній солей заліза, додаємо оцтову кислоту в кількості:

Q. К. = (10? * '* W р) / з (5)

Q. К. - (1000 * 1.5 * 4) / 80

гдеЬ-% добавки оцтової кислоти.

(Ь = {+0.8 = 0.7 +0.8 = 1.5%, де Г-зміст в соляній кислоті солей заліза

що дорівнює-0.7)

с-концентрація оцтової кислоти = 80%

5. Для розчинення, що містяться в породі кременистих з'єднань і попередження їх випадіння у вигляді гелію кременевої кислоти додаємо до соляної кислоти плавиковую кислоту в кількості:

Q п.к = (1000 * b * W ср) / m (6)

Q п.к = (1000 * 1 * 4) / 60 = 66.6 л

де Ь = 1, а т-концентрація товарної плавикової кислоти в

змісті = 60%

6. Для боротьби з випаданням гіпсу додають до соляної кислоти хлористий барій у кількості:

Ох.б.-21.3 * W ср * (а * х / z) +0.02 (7)

Ох.б. = 21.3 * 4 * (0.6 * 12/31) +0.02 = 19.8кг

де а-зміст ЗС' товарної соляній кислоті-0.6%

х-концентрація розведеного робочого агента

2-концентрація товарної кислоти

7. Визначаємо загальний обсяг:

Q = Qy + Qyk + Q пк + Q хб (8)

Q = 6.8 +75 +66.6 +19.8 = 168.2л = 0.17м ³

8. Визначаємо об'єм води для розбавлення кислот:

V в = W ср-V кон-Q (9)

V в = 4-1.5-0.17 = 2.3м ³

Для солянокислотного обробки привибійної зони свердловини застосовуються спеціальні агрегати Азінмаш-ЗОА

9. Упроцесі підготовчих робіт свердловина промивається і заповнюється водою, обсяг викидній лінії дорівнює;

V в = 0.785 * d ² * I ОБВ (10)

V в = 0.785 * 0.06 ² * 10 = 0.085 м ³

Об'єм одного метра НКТ дорівнює:

Ункту = 0.785 * 0.05 ² * 1-0/0025 м ³ / м

1. Розраховуємо об'єм стовбура свердловини:

V з = 0.785 * (D ² - d 1 ²⁾ * Нс (11)

Ус = 0785 * (0.13 ² -0.06 ²⁾ * 1675 = 17.5м ³

2 Визначаємо загальний обсяг викидній лінії НКТ і стовбура свердловини:

V заг = V н.в. (12)

де-Ун.в .= 4.26 м-обсяг необхідної води для задавкі

Визначаємо необхідний тиск на викиді насоса при закачуванні в свердловину рідини з витратою ц = 3.6 л / с

РВН-Рзаб-РЖ + Рт (13)

де Рзаб-максимальне забойное тиск при закачуванні:

P заб = Рпл + (q * 0.001 * 86 400 / к) (14)

Рзаб = 16 + (3.6 * 0.001 * 86400/25) = 29.1МПа

де к = 25 м / добу * МПа-коефіцієнт прийомистості

ПЖ-тиск стовпа рідини при р = 1100кг / м ³

Рж = р * g * h * 10 ^-6 (15)

де g ⁼ 9.81 м / с ^{2-прискорення} вільного падіння

Рж = 1100 * 1675 * 9.81 * 10 - ⁶ = 18.4МПа

Рт-втрати тиску на тертя, при м = 3 МПа * з

4. Розраховуємо швидкість руху рідини:

V = 3.6 * 0.001/0.785 * 0.05 ^"2 = 1.8 м / с (16)

5.определяем число Рейнольдса:

Re = V * d * p / m (17)

Re = 1.8 * 0.05 * 1100 / 3 * 10 ^"3 = 37820

6. Розраховуємо коефіцієнт гідравлічного тертя

Н = 0.3164 / R е ⁰²⁵ (18)

R е = 0Л364/37820 ^О25 = 13.8 (19)

7. Втрати тиску на тертя:

P т = h * v ² * Hc * p * 10 ^-6 / 2 d (20)

P т = 13.8 * 1.8 ² * 16.75 * 1100 * 10 ^-6 / 2 * 0.05 = 3МПа

8. Знаходимо необхідний тиск:

РВН = 29-18.4 +3 = 13.7МПа (21)

9. Тривалість нагнітання і продавкі в пласт:

T = (W ср + V нв) * 1000 / q * 3600 (22)

Т = (4 +4.26) * 1000/3.6 * 3600 = 1.3 = 78 хв

Прізакачке кислотного розчину агрегат Азінмаш-ЗОА працює на 2 швидкості, а потім і на 3 швидкості при діаметрі плунжера 120 мм. При цьому тиск на викидній лінії насоса 22.8 МПа, більше, ніж необхідний для продавкі в пласт. 22.8МПа> 13.7МПа

4.7 Висновки та пропозиції

Рекомендується подальше проведення методів підвищення продуктивності свердловин, з-за їх простоти і дешевизну. Вибір методу привибійної зони свердловин визначається пластовими умовами, тобто залежить від колекторських характеристик пласта проникність, пористість, карбонантность, глинистої).

Також необхідно шукати нові методи впливу на пласт, комбінувати старі: механічні методи з хімічними. Наприклад: ГРП + СКО тобто перфорація хімічно активної рідиною, що дозволяє при тих же параметрах впливу збільшити розміри одержуваних каверн.

контуру живлення свердловини.

k д.с = 0,05 * 83,5 * lg 250 / 0,075 / 83,5 * lg 250 / 5,7 +0,05 * lg 5,7 / 0,075 = 0,11 Д

15) максимальний дебіт після ГРП

Q = 2П * k * h _Δ P / 3 lnR к / r _т,

де k = 0,11 Д проникність дренажної системи після ГРП, h = 10 м або 1000 см, _Δ P = Рпл-Рзаб = 134-51 = 83 атм. депресія тиску на вибої, 3 = 10 СПЗ в'язкість.

Q = 2 * 3,14 * 0,11 * 1000 * 83/10 ln 250 / 5,7 = 57336,4 / 10 ln 250 / 5,7 = 1525 см ³ / с. або 131.8 м ³ / доб.

При ГРП із закачуванням рідини по обсадної колони при Ру = 148 атм застосовуємо цементувальних агрегат ЦА 320м. Для прийнятого типу закачування рідини (g = 15 л / с) необхідну кількість агрегатів складе 4 шт.

4.8 Висновки та пропозиції

Зусилля вчених галузі повинні бути спрямовані на розробку пріоритетних напрямів науково-технічного прогресу з метою збільшення ефективності методів підвищення нафтовіддачі та нових технологій, зусилля виробничих організацій на впровадження в промислових масштабах найбільш ефективних розробок.

Однак в останні роки виникло багато ускладнень, пов'язаних з впровадженням нових методів і технологій, обумовлених тим, що їх застосування потребує додаткових експлуатаційних витрат на хімічні реагенти і технічні засоби. Це негативно впливає на кінцеві економічні показники виробничої діяльності підприємств. Встановлені в цей час ціни на нафту не вирішують повністю проблему економічного стимулювання видобутку нафти новими методами. В умовах підвищених витрат ці методи для виробничих об'єднань є нерентабельними.

Необхідно прийняття рішень, які дозволили б узгодити економічні інтереси народного господарства країни і нафтовидобувного підприємства. Механізми, які стимулюють розвиток нових методів, широко застосовуються в багатьох нафтовидобувних країнах світу. На підставі вивчення їх досвіду з урахуванням економічної ситуації в Росії представляється доцільним прийняти в законодавчому порядку ряд ефективних стимулів розвитку методів збільшення нафтовіддачі та нових технологій (горизонтальне буріння і гідравлічний розрив пласта). В основному вони зводяться до скасування сплати митних зборів, платежів на право користування надрами та акцизного збору.

Враховуючи зацікавленість республік, країв, областей і автономних округів Російської Федерації в раціональному використанні ресурсів нафти і газу, передбачається створення в регіонах спеціалізованих організацій для застосування в промислових масштабах нових методів підвищення нафтовіддачі пластів і нових технологій.

Очевидно, доцільно в подальшому розглянути питання про розробку диференційованої системи оподаткування в залежності від кондицій родовищ (акцизні збори, плата за надра, податок на прибуток та інші), що забезпечує рівну за рівнем рентабельності видобуток нафти за рахунок зазначених методів і технологій.

Ці заходи дозволили б здійснювати фінансування науково-дослідних і дослідно-конструкторських робіт зі створення нових технологій і технічних засобів, розвивати матеріально-технічну базу науково-дослідних організацій, що займаються розробкою зазначених методів, значно нарощувати видобуток нафти з родовищ із запасами які важко.

5. ОХОРОНА ПРАЦІ І ПРОТИПОЖЕЖНА ЗАХИСТ

5.1 Техніка безпеки і охорона праці

У завдання охорони праці на нафтогазовидобувних підприємствах входить виявлення, ослаблення та усунення шкідливих виробничих факторів, ліквідація причин виробничих нещасних випадків і професійних захворювань працюючих, оздоровлення умов праці, попередження аварій, вибухів і пожеж, забезпечення охорони природи, захист сусідніх населених пунктів і підприємств від несприятливих і небезпечних впливів.

Відповідальність за забезпечення охорони праці на нафтових промислах покладена на керівника НГВУ, керівників ділянок і підрозділів. Безпека робіт в цеху зобов'язаний забезпечити начальник цеху, який відповідає за правильну організацію праці, трудову дисципліну, навчання робітників та ІТП правилам безпеки і дотримання їх усіма працюючими.

Виробничий нещасний випадок трапляється на виробництві раптово протягом короткого проміжку часу. До виробничих небезпек і професійним вредностям на нафтогазовидобувних підприємствах, відносяться: несприятливі метеорологічні умови, струмоведучі та нагріті частини обладнання, шкідливі речовини (отрути, пил), небезпечні випромінювання (іонізуючі, теплові, ультрафіолетові), шум, вібрація, горючі та вибухонебезпечні речовини, що падають , що розлітаються при аваріях частини споруд та установок, падіння працюючих. Нещасними випадками на виробництві вважаються випадки сталися на території виробництва або поза її при виконанні роботи за завданням, а також при доставці працюють на місце роботи і з роботи транспортом НГВУ. Не пізніше 24 годин після нещасного випадку проводиться розслідування його комісією у складі начальника дільниці або цеху, громадського інспектора з охорони праці та інженера з техніки безпеки.

Оволодіння технологією та технікою видобутку нафти включає серйозне

вивчення питань охорони праці та розвиток навичок безпечної роботи. Робітники, що надходять на роботу за новою професією, проходять обов'язковий інструктаж - вступний і на робочому місці. Інструктаж проводять інженери з техніки безпеки, фахівці з здоровпункту, пожежної охорони, гірничорятувальної частини, майстри, начальники ділянок.

Після інструктажу та стажування робочі допускаються до самостійної роботи тільки після перевірки знань спеціальною комісією.

До завдань виробничої санітарії входить розробка санітарно-гігієнічних рекомендацій та пристроїв для захисту працюючих від виробничих небезпек і професійних шкідливостей. Робота на нафтогазовидобувних підприємствах характеризується наступними особливостями:

- Вплив погодних умов при виробництві більшості робіт під відкритим небом;

- Ймовірність контакту з різними нафти, попутними газами і пластовими водами, які, є отруйними, агресивними, горючими і вибухонебезпечними речовинами;

- Великі фізичні зусилля;

- Використання небезпечних для людей кислот, лугів, вибухових речовин;

- Віддаленість робочих місць від населених пунктів, санітарно-побутових та підсобних приміщень;

- Труднощі освоєння нових малонаселених районів з суворим кліматом, труднопрохідними місцями, великою кількістю комах і хижих звірів;

- Велика різноманітність машин, механізмів, установок.

Високий рівень електрифікації нафтових промислів і важкі умови експлуатації електрообладнання вимагають особливої уваги до забезпечення електробезпеки обслуговуючого персоналу. Особливостями дії електричного струму на людину є відсутність явних ознак небезпеки, несподіванка і раптовість поразки, велика ймовірність летального результату.

Електричний струм може викликати місцеві або загальні поразки, механічні травми, опіки, осліплення випромінюванням електричної дуги, металізацію шкіри, електрознакі на шкіри та електричні удари.

Електробезпека забезпечується строгим виконанням всіх вимог діючих електротехнічних нормативів.

Обслуговування електроустановок довіряється особам, яким присвоєно необхідна для безпечного виконання робіт кваліфікаційна група (від 1до 5).

При глубіннонасосной експлуатації нафтових свердловин в порівнянні з іншими способами відзначено найбільше число нещасних випадків. Це обумовлено наявністю рухомих і струмоведучих частин СК, необхідністю мастила, обслуговування, частої зміни і ремонті вузлів і деталей. Небезпеки усуваються при надійному огорожі всіх рухомих частин і проведення мастила, налагодження та ремонту обладнання при повній зупинці верстата гойдалки. Для усунення небезпеки падіння з висоти при обслуговуванні та ремонті встановлюються майданчики з огорожами.

Роботи пов'язані зі зняттям і надяганням канатної підвіски, відкиданням або відділенням головки балансира і відкидний головки, зняттям і установкою роторних противаг, редукторів, електродвигунів, повинні проводитися при використанні різних пристроїв, пристосувань і бути механізовані.

Забороняється провертивать шків редуктора в ручну і гальмувати його шляхом підкладання труби чи брухту в спиці. Противаги верстата гойдалки можуть встановлюватися на балансирі тільки після з'єднання балансира з кривошипно-шатунним механізмом і сальниковим штоком. Противаги повинні бути надійно закріплені. При крайньому нижньому положенні головки балансира відстань між траверсою підвіски сальникового штока або штангодержателем і гирловим сальником має бути не менше ніж 20 см. Верхній торець гирлового сальника має підноситися над рівнем майданчика не більше ніж на 1 м. При набиванні ущільнення гирлового сальника кришка його повинна утримуватися на полірованому штоку спеціальним затиском. При установці клиновидних ременів забороняється користуватися важелями.

До початку проведення ремонтних робіт або перед оглядом обладнання періодично працюючої свердловини з автоматичним, дистанційним або ручним пуском привід повинен відключатися, а на пусковому пристрої вивішується плакат: "Не включати - працюють персонал повинен працювати в діелектричних рукавичках. Глубіннонасосная установка перед пуском в експлуатацію повинна бути заземлена. В якості заземлення електрообладнання повинен бути використаний кондуктор свердловини.

Заземлюючим провідником може бути кругла, смугова кутова і іншого профілю сталь, крім каната. Для захисту від ураження електричним струмом при обслуговуванні верстата гойдалки застосовують ізолюючі підставки.

Під час роботи СК не допускається проведення ремонту або кріплення частин верстата, забороняється чистити і змащувати рухомі частини вручну, знімати запобіжні огородження, направляти, натягувати і послаблювати ремінну передачу.

Перед пуском верстата гойдалки необхідно переконається в тому, що його редуктор не загальмований, огорожі встановлені і небезпечній зоні немає людей, дати словесний сигнал "про пуск". Персонал, обслуговуючий насосну установку повинен мати чітке уявлення про небезпеки електричного струму, про правила електобезопасності і вміти надати першу допомогу при ураженні електричним струмом. При обслуговуванні електроприводу персонал повинен працювати в діелектричних рукавичках. Глубіннонасосная установка перед пуском в експлуатацію повинна бути заземлена. В якості заземлення електрообладнання повинен бути використаний кондуктор свердловини.

При перестановці пальця на кривошипі виникає небезпека падіння з висоти, травмування вщ'еднаним внизу шатуном, інструментом або злетіли шматком металу.

Клиновидні ремені СК змінюють після ослаблення натягу. Зміна ременя без ослаблення призводить до травмування рук. Змазування СК і редуктора має виготовляють зупиненому і загальмованому верстаті.

- Переклад відпрацьованих (обводнених) свердловин в наглядові, п'єзометричного;

- Переклад нагнітальних свердловин зі стічною водою на прісну воду в зонах харчування джерел і артезіанських свердловин;

проводити спостереження в глибоких п'єзометричного свердловин за продуктивними на нафту поглинаючими горизонтами.

5.2 Заходи з охорони надр і навколишнього середовища

Технологічні процеси, що існують в нафтовій та газовій промисловості, супроводжуються викидами в грунт, водоймища та атмосферу значних кількостей виробничих відходів, що забруднюють воду і повітря. Скидання забруднених стічних вод, що містять отруйні органічні й неорганічні речовини, призводить до знищення рослинних і рибних багатств, обмежує можливість використання водойм для питного та промислового водопостачання, для сільського господарства, що приносить величезний збиток народному господарству.

Велику небезпеку на суші представляють промислові стічні води у зв'язку з їх високою токсичністю та агресивністю. Щоб уникнути дії їх на навколишнє середовище слід застосовувати повну утилізацію всіх стічних вод - повторну закачування (після очищення) в продуктивні пласти.

Впровадження цього заходу дозволить за рахунок здійснення замкнутого циклу водоспоживання уникнути шкідливого наслідки забруднення водойм і грунтів при поривах трубопроводів.

Зниженню забруднення на промислах сприятимуть ліквідація внутріскважінного перетікання пластових вод, здійснення заходів щодо вдосконалення герметизації технологічних процесів збору, підготовки нафти, газу і стічних вод, впровадження методів і засобів захисту обладнання від корозії, блокових установок з дозування ПАР та ін

Слід широко використовувати раціональні схеми рекультивації земель. Рекомендовані способи зняття і відновлення родючого шару грунту дозволять знизити обсяг земляних робіт і, головне, зберегти грунтовий покрив навколо свердловини.

У НГВУ «Леніногорскнефть» з охорони та раціонального використання водних ресурсів виконуються наступні заходи:

- Капітальний ремонт водоводів;

- Впровадження металопластмасова труб;

- Використання інгібіторів корозії для захисту трубопроводів (Нафтохім, Вікор, Амфікор, СНПХ);

- Метод впровадження алюмінієвих і магнієвих протекторів для захисту від корозії трубопроводів і запірної арматури на блоках гребінок;

- Дослідження та цементування за контуром, в тому числі підйом цементу за контуром;

- Герметизація експлуатаційної колони;

- Допод'ем цементу за експлуатаційною колоною;

- Ліквідація нафтогазопроявами;

- Відновлення родючого шару землі на місці аварій методом внесення фосфогіпсу.

Курсовим проектом пропонується нове захід, який значно сприяє охороні надр і навколишнього середовища. Впровадження УЕЦН забезпечує зменшення ймовірності поривів.

При експлуатації КНС в трубопроводах створюється високий тиск і, отже, велика ймовірність поривів.

З перекладом на УЕЦН використовуються трубопроводи з низькими тисками, протяжність їх скорочується, тим самим кількість поривів зменшується.

Будівництво кущовий насосної станції по даному заходу виключається, отже, відсутні всілякі технологічні витоку (з-під сальників, з підлоги насосної станції та ін.)