Мероприятия по повышению наработки на отказ скважинного оборудования на Ельниковском месторождении

Работа на отлично ...

ВВЕДЕНИЕ
I. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1. Общие сведения о Ельниковского месторождении
1.2. Геолого-физическая характеристика Ельниковского месторождения
1.3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов
1.4 Физико –химические свойства и состав нефти, газа, воды
1.5. Запасы нефти, газа, КИН
1.6. Осложняющие факторы геологического строения разреза Ельниковского месторождения
II. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1. Текущее состояние разработки Ельниковского месторождения
2.2. Анализ текущего состояния разработки Ельниковского месторождения
2.2.1. Сопоставление утверждённых и фактических показателей разработки
2.2.2 Анализ состояния фонда скважин
2.3. Обоснование и выбор проектируемого технического решения дляинтенсификации добычи нефти
2.4. Проектирование техническогорешения для реализации на данном месторождении
2.5. Определение технологической эффективности при реализации технического решения
2.5.1.Исходные данные для определения технологической эффективности
2.5.2.Выбор метода определения технологической эффективности
2.5.3.Расчет технологической эффективности при реализации проектируемого технического решения
III. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
3.1. Экономическое обоснование применения методов ПНП
3.2. Исходные данные для расчета экономических показателей проекта
3.3. Расчет экономических показателей проекта
3.3.1. Платежи и налоги
3.3.2. Эксплуатационные затраты
3.3.3. Выручка от реализации
3.3.4. Прибыль от реализации
3.3.5. Дисконтированный денежный поток
3.3.6. Индекс доходности
3.3.7. Экономический эффект
3.4. Оценка экономической эффективности метода
3.5 Расчет прибыли от реализации дополнительно добытой нефти
IV. РАЗДЕЛ ОХРАНЫ ТРУДА И ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
4.1. Нормативно-правовая база
4.2. Основные требования к безопасному ведению работ
4.3. Требования к персоналу
4.4. Требования к производственным площадкам и помещениям
4.5. Основные опасные и вредные производственные факторы
4.6. Политика на предприятии в области промышленной безопасности и охраны труда
4.7. Пожарная безопасность
4.8. Безопасность в чрезвычайных ситуациях
V. РАЗДЕЛ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ОХРАНЫ НЕДР
5.1. Законодательные и нормативно-методические документы в области охраны окружающей среды
5.2. Политика на предприятии в области охраны окружающей среды и охраны недр
5.3. Анализ показателей деятельности предприятия в области охраны окружающей среды и недр
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Значение нефти и газа в народном хозяйстве страны возрастает с каждым годом. Это не только наиболее экономичные виды топлива, но и важнейшее сырье для получения многих ценных химических продуктов. Нефть и газ превратились в главные источники энергетической мощи человеческого общества и важнейший источник химического сырья. Обеспеченность государства нефтегазовым сырьем определяет уровень экономического развития страны в дальнейшем времени. На базе нефти и газа развивается химическая индустрия по производству новых материалов, совершенствуется технология производства во многих отраслях промышленности, развиваются средства наземного, морского и воздушного транспорта.
Ельниковское месторождение является одним из самых сложных по геологическому строению месторождений Удмуртии. Нефтегазоносно сть Ельниковского поднятия приурочена к карбонатным отложениям касимовского яруса верхнего карбона, мячковского, подольского горизонта, каширского горизонта, верейского горизонта, башкирского яруса. На Южно-Карсовайском поднятии промышленная нефтеносность установлена в верейских и башкирских отложениях среднего карбона. Залежи Ельниковского поднятия осложнены газовыми шапками.
Ввиду этого, в дипломном проекте будут представлены результаты обоснования необходимости изменения типа заканчивания новых скважин на объект Ельниковского месторождения с наклонно-направленных на горизонтальные стволы, с разобщением продуктивных интервалов при помощи набухающих пакеров для возможности проведения поинтервальных большеобъемных обработок призабойной зоны пласта.
Целью дипломного проекта является подбор мероприятий по повышению наработки на отказ скважинного оборудования на Ельниковском месторождении. Экономический эффект мы должны получить при соблюдении законов Российской Федерации, требований техники безопасности и охраны окружающей среды.

Прирост дебита нефти за 3 месяца, т/сут
ОПЗ
Термобарохимическая обработка
4
1,1
2,1
0,4
ИДВ
3
1,7
2,6
0,4
Акустическо-химическое воздействие
4
3,8
11,4
-0,5
ТГХВ в кислоте
4
5,1
10,6
-0,7
Акустическое воздействие
2
3,1
3,8
-1,6
Оптимизация
Перевод с ШГН на ЭЦН
4
23,2
54,6
1,9
Увеличение подвески насоса
2
7,9
25,5
1,2
Увеличение диаметра ШГН
23
4,8
15,6
1,1
Увеличение диаметра ЭЦН
11
13,1
44,5
0,9
Увеличение параметров откачки
123
6,0
17,8
0,2
Перевод с УЭДН на ШГН
1
2,7
15,9
0,0
Пере-вод
Переход на новый горизонт
3
0,7
1,4
2,9
Перевод из нагнетательной скважины в добывающие
2
 -
- 
0,3
РИР
РИР ЭМКО
4
1,4
99,0
9,1
Изоляция башмака
1
0,1
2,3
4,3
РИР с ПАА
2
0,4
14,6
2,3
Изоляция пластовой воды
19
0,8
15,9
1,6
Отключение пласта С-V, C-VI
1
0,3
39,9
1,2
Изоляция закачиваемых вод
4
0,7
42,1
0,8
Отключение пласта
2
0,3
16,5
0,7
РИР водонабухающим полимером
2
1,2
21,7
0,6
ОВЦ цементом
2
0,2
14,6
0,3
Изоляция затрубных перетоков
1
0,1
10,0
0,2
Группи-ровка ГТМ
Название ГТМ
Прирост дебита нефти за 3 месяца, %
Рост обводнённости за
3 месяца
Прирост дебита нефти за 6 месяцев, т/сут
Прирост дебита нефти
за 6 месяцев, %
Ввод БГС
639,5
-10,7
4,1
639,5
Ввод из бездействия
384,4
-2,1
1,2
384,4
Ввод бокового пологого ствола
 -
69,2
0,7
- 
Исслед-ования
Чистка забоя
18,4
-3,4
0,5
18,4
ОПЗ
ГРП
169,9
9,9
3,6
169,9
ОПЗ СБС
61,9
-5,4
3,3
61,9
ВПП ПАА
591,2
-14,6
2,4
591,2
Компрессирование
286,5
-20,9
2,3
286,5
Перестрел + ПСКО
235,1
-16,3
1,9
235,1
КСПЭО-2
169,1
-8,1
1,9
169,1
ГКО в динамическом режиме
164,0
-3,2
1,8
164,0
ОПЗ РТ-1
40,9
-1,3
1,6
40,9
Перестрел + УОС + ГКО
520,2
-4,2
1,6
520,2
ОПЗ растворителем
47,7
-11,3
1,4
46,7
ГКО
30,4
-1,9
- 
- 
ПГКО
46,6
-7,1
1,3
45,9
Дострел
19,4
-0,1
1,3
19,4
ПГКО + УОС
53,7
-3,8
1,2
53,7
Перестрел
165,2
13,9
1,0
165,2
Растворитель + УОС
34,5
-12,1
0,8
34,5
Компрессирование + ГКО
194,8
4,8
0,7
194,8
СКО с щелочными металлами
42,7
-4,6
0,6
42,7
Группи-ровка ГТМ
Название ГТМ
Прирост дебита нефти за 3 месяца, %
Рост обводнённости за
3 месяца
Прирост дебита нефти за 6 месяцев, т/сут
Прирост дебита нефти
за 6 месяцев, %
ОПЗ
Термобарохимическая обработка
36,5
15,1
0,4
36,5
ИДВ
20,9
-6,8
0,4
20,9
Акустическо-химическое воздействие
-13,6
4,8
-0,5
-13,6
ТГХВ в кислоте
-13,6
0,7
-0,7
-13,6
Акустическое воздействие
-50,1
16,7
-1,6
-50,1
Оптимизация
Перевод с ШГН на ЭЦН
8,2
16,9
0,5
2,2
Увеличение подвески насоса
14,7
0,9
1,2
14,7
Увеличение диаметра ШГН
22,9
6,0
1,1
22,9
Увеличение диаметра ЭЦН
6,5
14,7
0,8
6,0
Увеличение параметров откачки
3,8
5,4
0,2
3,8
Перевод с УЭДН на ШГН
-0,7
6,7
0,0
-0,7
Пере-вод
Переход на новый горизонт
417,4
20,8
2,9
417,4
Перевод из нагнетательной скважины в добывающие
 -
94,0
0,3
- 
РИР
РИР ЭМКО
652,3
-13,8
9,1
652,3
Изоляция башмака
4 297,3
-54,2
4,3
4 297,3
РИР с ПАА
605,8
-13,8
2,3
605,8
Изоляция пластовой воды
199,9
-12,7
1,6
200,4
Отключение пласта С-V, C-VI
403,4
-5,7
1,2
403,4
Изоляция закачиваемых вод
120,4
-4,0
0,8
120,4
Отключение пласта
224,7
-5,8
0,7
224,7
РИР водонабухающим полимером
51,0
-19,1
0,6
51,0
ОВЦ цементом
134,2
-4,5
0,3
134,2
Группи-ровка ГТМ
Название ГТМ
Рост обводнённости за 6 месяцев
Прирост дебита нефти за 12 месяцев, т/сут
Прирост дебита нефти за 12 месяцев, %
Рост обводнённости за 12 месяцев
Ввод БГС
-10,7
4,1
639,5
-10,7
Ввод из бездействия
-2,1
1,2
384,4
-2,1
Ввод бокового пологого ствола
69,2
0,7
 -
69,2
Исслед-ования
Чистка забоя
-3,4
0,5
18,4
-3,4
ОПЗ
ГРП
9,9
3,6
169,9
9,9
ОПЗ СБС
-5,4
3,3
61,9
-5,4
ВПП ПАА
-14,6
2,4
591,2
-14,6
Компрессирование
-20,9
2,3
286,5
-20,9
Перестрел + ПСКО
-16,3
1,9
235,1
-16,3
КСПЭО-2
-8,1
1,9
169,1
-8,1
ГКО в динамическом режиме
-3,2
1,8
164,0
-3,2
ОПЗ РТ-1
-1,3
1,6
40,9
-1,3
Перестрел + УОС + ГКО
-4,2
1,6
520,2
-4,2
ОПЗ растворителем
-12,0
1,4
46,7
-12,0
ГКО
 -
- 
- 
- 
ПГКО
-6,8
1,4
49,5
-6,4
Дострел
-0,1
1,3
19,8
-0,1
ПГКО + УОС
-3,8
1,3
55,1
-3,9
Перестрел
13,9
1,0
165,2
13,9
Растворитель + УОС
-12,1
0,8
34,5
-12,1
Компрессирование + ГКО
4,8
0,7
194,8
4,8
СКО с щелочными металлами
-4,6
0,6
42,7
-4,6
Группи-ровка ГТМ
Название ГТМ
Рост обводнённости за 6 месяцев
Прирост дебита нефти за 12 месяцев, т/сут
Прирост дебита нефти за 12 месяцев, %
Рост обводнённости за 12 месяцев
ОПЗ
Термобарохимическая обработка
15,1
0,4
36,5
15,1
ИДВ
-6,8
0,4
20,9
-6,8
Акустическо-химическое воздействие
4,8
 -
- 
- 
ТГХВ в кислоте
0,7
-0,7
-13,6
0,7
Акустическое воздействие
16,7
-1,6
-50,1
16,7
Оптимизация
Перевод с ШГН на ЭЦН
14,7
-8,2
-35,2
25,6
Увеличение подвески насоса
0,9
1,2
14,7
0,9
Увеличение диаметра ШГН
6,0
1,2
24,0
5,7
Увеличение диаметра ЭЦН
15,1
-0,1
-0,5
16,6
Увеличение параметров откачки
5,4
0,2
3,8
5,4
Перевод с УЭДН на ШГН
6,7
0,0
-0,7
6,7
Пере-вод
Переход на новый горизонт
20,8
2,9
417,4
20,8
Перевод из нагнетательной скважины в добывающие
94,0
0,3
 -
94,0
РИР
РИР ЭМКО
-13,8
 -
 -
- 
Изоляция башмака
-54,2
4,3
4 297,3
-54,2
РИР с ПАА
-13,8
2,5
672,7
-14,8
Изоляция пластовой воды
-12,5
1,5
194,6
-12,3
Отключение пласта С-V, C-VI
-5,7
1,2
403,4
-5,7
Изоляция закачиваемых вод
-4,0
0,8
120,4
-4,0
Отключение пласта
-5,8
0,7
224,7
-5,8
РИР водонабухающим полимером
-19,1
0,6
51,0
-19,1
ОВЦ цементом
-4,5
-0,1
-26,3
-6,4
2.2.2 Анализ состояния фонда скважин.
В декабре 2012 – январе 2013 года в ОАО «Удмуртнефть» был проведен гидроразрыв пласта на 9 скважинах Ельниковского месторождения (песча­ники С-III Яснополянских отложений). Среднесуточный дебит скважин по­сле ГРП в течение 12 месяцев составил 22 т/сут, что составляет 150% при­рост (13 тонн) от 9 т/сут дебита скважин до ГРП. Фактические результаты оказались на 50% выше прогнозируемых. Потенциально существует возмож­ность увеличения дебитов за счет программы оптимизации скважин. Если бы все скважины работали на гидродинамическом уровне, соответствующему уровню до ГРП, среднесуточный дебит мог составить 30, а не 22 т/сут. При значении гидродинамического уровня 1100м дебит мог возрасти до 50 т/сут.
Рис. 5. График изменения дебитов скважин до и после ГРП.
Еще один успешный фактор данной кампании: на одной из скважин, участвовавших в кампании 2010-2014 года (скважина 3548), был проведен повтор­ный ГРП. Увеличение дебита на 60% свидетельствует о нали­чии большого потенциала увеличения добычи от повторного ГРП.
Таблица 9. Изменение дебитов скважин до и после проведения ГРП.
№ скважины
до ГРП
после ГРП
Qн, т/сут
Qж, м³/сут
% воды
Qн, т/сут
Qж, м³/сут
% воды
2809
5,4
14,3
66,4
7,3
17,4
62,7
4033
12,8
22
48,2
20,5
27,8
34,4
3863
2,1
3,4
45,0
7,1
9,2
31,3
3813
4,6
9,4
56,4
12,5
22,3
50,1
3858
14,2
29
56,4
60,2
102,1
47,5
3808
10,2
22,8
60,2
14,5
23,1
44,1
4108
6
9,4
43,2
20,1
27,9
35,9
3782
47
68
38,5
66,7
92,6
35,9
3548
19,6
31,2
44,1
31,3
35,8
22,2
среднее
13,5
23,3
50,9
26,7
39,8
40,5
Коэффициент увеличения добычи (КУД) по проведенным 9 операциям составил 2,5, по 4 наиболее успешным операциям КУД составил 3,7, по 4 наименее успешным 1,8. За исключением одной операции с полученным «стопом» и закачанным объемом проппанта 10% от запланированного, в це­лом КУД варьируется от 1,6 до 6. При проектировании последующих опера­ций необходимо учитывать следующее:
1) рекомендуется провести технико-экономический расчет замены ЭЦН для снижения гидродинамического уровня в скважинах;
2) снижение гидродинамического уровня, а также вероятность подтягива­ния конуса воды, вызовет увеличение напряжения на проп­пантную пачку;
3) рекомендуется проводить повторную перфорацию перед повторным ГРП;
4) рекомендуется проектировать ГРП с расчетом проводимости тре­щины не менее 20-30 кг/м2;
5) средняя длина трещины составила соответственно 60 и 85м. По резуль­татам компьютерного моделирования даже длина 60м пред­ставляется избыточной. Рекомендуется проектировать ГРП с расче­том длины трещины, примерно равной 40 м;
6) согласно показаниям забойных манометров, в среднем расчетные дав­ления оказались на 27% выше фактических. В дальнейшем при расчете следует закладывать значения пластовых давлений на 27% ниже;
7) рекомендуется продолжать перестрел колонн перед каждым гидрораз­рывом посредством чередования глубоких прострелов заря­дами малого диаметра и неглубоких прострелов зарядами большого диаметра (фазировка всех зарядов – 60 градусов);
8) обводненность после ГРП снизилась по всем скважинам, кроме од­ной, № 2809, содержащий водоносный горизонт всего в 6м от кол­лектора. По данной скважине отмечено увеличение обводненности на 3%. На скважине 3858 обводненность снизилась на 20%, хотя водо­носный горизонт расположен в 8метрах;
9) на 9 скважинах эффективность мини-ГРП варьировалась от 27 до 53%, что свидетельствует о необходимости продолжать выполнение мини-ГРП при последующих операциях;
10) для увеличения эффективности при закачке основного ГРП следует до­бавлять силикатную муку и песок фракции 100 меш. Силикатную муку добавлять в концентрации около 10 кг/м3 в течение всей опера­ции, песок добавлять на последней трети мини-ГРП (и закачки по­душки) в концентрации 40 кг/м3;
основной проппант, применявшийся на всех ГРП, - Форес 12-18. В це­лом, даже более крупный проппант поможет улучшить проводи­мость трещины и снизить объем выноса проппанта. Если при перфо­рации образуются отверстия диаметром 24мм, проппант 8-12 беспре­пятственно проникает в пласт [4].
2.3. Обоснование и выбор проектируемого технического решения для интенсификации добычи нефти.
ГРП является одним из наиболее эффективных методов повышения нефтеотдачи и интенсификации притока. Этот метод повышения нефтеотдачи имеет ряд технологических модификаций, обусловленный различиями в геологических условиях залежей, типами.
В специальном приложении «Нефтеотдача» №5 2010г. Журнала «Нефть и капитал» разработчики компании ОАО «Пурнефтеотдача» В. Радченко,
П. Попов, А. Рожков в статье «Современный подход к планированию гидроразрыва пласта» описывается понятие о ГРП, зависимость технико-экономической эффективности от достоверности геолого-геофизической и промысловой информации объектов разработки, интерпретации данных сейсморазведки, ГИС. В статье достаточно полно раскрыта классификация способов ГРП, адаптации технологий ГРП к конкретным типам пластов. Оговаривается необходимость учитывать структуру трещины.
Весьма значительна взаимосвязь ширины и длины трещины. Там, где проницаемость пласта наименьшая, доминирующим параметром выступает длина трещины, вследствие значительной разницы проводимости пласта и трещины. Если же разница незначительная, то более предпочтительна короткая и широко раскрытая трещина. Для этих условий применяется технология с экранировкой кромки трещины. Другим важным моментом является возможность влияния на рост трещины по вертикали. Комбинацией определённых приёмов при подготовке и проведении ГРП можно добиться роста трещины по высоте в заданных пределах. Данная технология успешно применяется в водоплавающих залежах.
Для интенсификации обводнённого фонда скважин используется технология, изменяющая фазовую проницаемость по нефти и воде в трещине ГРП. Прививая необходимые свойства пропанту на поверхности, можно получить, после закачки его в пласт, значительное уменьшение обводнённости при одновременном росте дебита.
«Нефть и газ» № 6, 2017г., В работе «Методика выбора скважин для проведения гидроразрыва пласта» Г.А. Малышева, на основе исследований проведения ГРП на месторождениях Западной Сибири, выработана методика выбора скважин. В качестве основного критерия можно принять условие компенсации понесённых затрат за счёт прироста извлекаемых запасов. Опыт проведения ГРП показывает, что средняя продолжительность эффекта составляет 2-3 года. Причины снижения эффективности могут быть разрушение зёрен пропанта и их вынос, забивание межзернового пространства частицами глины, выпадение смол и парафинов и т.д. поэтому выбор скважины, исходя из данного критерия, основывается на анализе возможных изменений в режиме работы скважины и участка в целом в результате создания в пласте трещины. Основными факторами являются степень выработки запасов, неоднородность пласта, степень обводнения отдельных пропластков, состояние изолирующих экранов.
Исследования на моделях пласта показывают, что повышение продуктивности определяется относительной проводимостью трещин. В результате обработки данных расчётов на модельных средах Претсом получена зависимость отношение эффективного радиуса скважины (rэф) к длине трещины (α = rэф / L) от обратной величины относительной проводимости трещины. Для оценки объёма извлекаемых запасов, степени их выработки различными авторами используется в основном экспоненциальный, гиперболический закон падения добычи, а также уравнение Фетковича, однако наиболее обоснованным является соотношение, полученное теоретически Р.И. Медведским и названное «универсальным законом».
Анализ результатов проведения ГРП в скважинах Западной Сибири показывает, что в большинстве успешных воздействий наблюдается увеличение производной на характеристике вытеснения, выражающее повышение коэффициента нефтеотдачи. При этом, в случае постоянства показателя степени «универсального закона» до и после воздействия, полученный эффект достигается за счёт устранения негативного влияния скин-эффекта в ПЗ скважины.
«Технологии ТЭК» № 2, 2012г. научно-технический журнал. Статья «Опыт применения комплекса «Химеко-В» в технологиях ГРП» Е. Курятников, Н. Рахимов, А. Седых, М. Силин. Одним из определяющих факторов эффективности интенсификации скважин методом ГРП является правильный выбор жидкости разрыва. Компанией ЗАО «Химеко-ГАНГ» (Россия) было предложено использовать для приготовления жидкости разрыва новый полисахаридный комплекс химреагентов «Химеко-В», включающий в себя: гелеобразователь ГПГ-3; ПАВ-регулятор деструкции; сшиватель БС-1 и деструктор ХВ. Комплекс реагентов был опробован при проведении ГРП в Казахстане на месторождении Каламкас. Жидкость разрыва готовилась на основе пресной «волжской» воды. Существенное значение, влияющее на заданные параметры ГРП, имеет вязкость приготовленной жидкости разрыва (геля). Так при его приготовлении на основе нового комплекса гелирующего «Химеко-В» время сшивки находится в интервале 8-10 секунд, вязкость составила 1200-1500 сп (по проекту 1000-1200 сп). Создание и развитие трещины является важным и во многом определяющим этапом при проведении ГРП, однако не менее важным является закрепление созданной полудлины трещины. Для этого этапа неотъемлемым требованием технологии проведения ГРП является закачка пропанта в строго расчётном количестве. В свою очередь для соблюдения требований данного технологического этапа ГРП необходимо получить жидкость разрыва с хорошей песконесущей и пескоудерживающей способностью, что и было наглядно подтверждено проведением серии ГРП в Казахстане.
2.4. Проектирование технического решения для реализации на данном месторождении
Патент РФ № 2156356 «Технология гидравлического разрыва пласта» авторы: Т.К. Апасов, А.Н. Пазин, К.П. Локтев технология основана на прогнозировании геометрии трещины и оптимизации ёё параметров.
Патент РФ № 2149992 «Способ технико-экономического прогнозирования эффективности проведения ГРП» авторы: И.А. Виноградова, А.А. Казаков, Медведский Р.И. способ связан с оценкой приоритетности скважин-кандидатов.
Патент РФ № 2171147 «Способ гидравлического разрыва пласта» авторы: Л.Ю. Бортников, Б.В. Петров, Б.Т. Саргин, Д.П. Килин, с помощью способа создаётся протяжённая, высокопроводящяя трещина, охватывающяя пласт полностью
Патент РФ № 21117148 «Способ приготовления эмульсии для гидравлического разрыва пласта» авторы: А.М. Панич, Г.Л. Данилов, Б.Ю. Охвич приготовление основано на применении оригинального оборудования и технологии смешивания ПСЖГ.
Патент РФ № 2101476 «Эмульсионный состав для гидравлического разрыва пласта» авторы: М.А. Бобылёв, В.Н. Журба сущность состава в определённой концентрации химреагентов, а именно гелеобразователь ГПГ-3; ПАВ-регулятор диструкции; смешиватель БС-1; деструктор ХВ жидкость готовится на основе пресной воды.
2.5. Определение технологической эффективности при реализации технического решения
2.5.1.Исходные данные для определения технологической эффективности
В настоящее время в разработку широко вовлекаются трудноизвле­каемые запасы нефти, приуроченные к низкопро­ницаемым, слабодренируе­мым, неоднородным и расчлененным коллекторам.
Сейчас имеются широкие потенциальные возможности для внедрения крупномасштабных операций по проведению ГРП в низ­копроницаемых газо­носных пластах на месторождениях Сибири (глубина - 2000...4000м), Став­ропольского (2000...3000м) и Красно­дарского (3000...4000м) краев, Саратов­ской (2000м), Оренбургской (3000...4000м) и Астраханской (Карачаганакское месторождение (4000...5000м)) областей.
В нефтедобыче России большое внимание уделяют пер­спекти-вам при­менения метода ГРП. Это обусловлено прежде всего тенденцией роста в структуре запасов нефти доли запасов в низкопроницаемых коллекторах.
Высокопроводя­щие трещины гидроразрыва позволяют увеличить продуктив­ность скважин в 2...3 раза, а применение ГРП как элемента си­с­темы разработки, т.е., создание гидродинамической системы скважин с тре­щинами гидроразрыва, дает увеличение темпа отбора извлекаемых запасов, повышение нефтеотдачи за счет вовлечения в активную разработку слабо­дренируемых зон и пропластков и увеличения охвата заводнением, а также позволяет вводить в разработку залежи с потенциальным дебитом скважин в 2...3 раза ниже уровня рентабельной добычи, следо­вательно, переводить часть забалансовых запасов в промыш­ленные. Увеличение дебита скважин после проведения ГРП определяется соотношением проводимостей пласта и трещины и размерами последней, причем коэффициент продуктивности скважины не возрастает неограниченно с ростом длины трещи­ны, сущест­вует предельное значение длины, превышение кото­рого практически не при­водит к росту дебита жидкости.
За период 1988-1995гг. в Западной Сибири проведено более 1600 опера­ций ГРП. Общее число объектов разработ­ки, охваченных ГРП, превысило 70. Для целого ряда объектов ГРП стал неотъемлемой частью разработки. Благо­даря ГРП по многим объектам удалось добиться рентабельного уровня деби­тов скважин по нефти. В настоящее время объем проведения ГРП в Западной Сибири достиг уровня 500 скважино-операции в год. За эти годы накоплен определенный опыт в проведении и оценке эффективности ГРП в различных геолого-физических условиях.
Большой опыт гидроразрыва пластов накоплен в АО "Юганскнефтегаз". Анализ эффективности более 700 ГРП, про­веденных СП "ЮГАНСКФРАК­МАСТЕР" в 1989-1994 гг. на 22 пластах 17 месторождений АО "Юганскнеф­тегаз", показал следующее.
Основными объектами применения ГРП являлись залежи с низкопрони­цаемыми коллекторами. В первую очередь ГРП проводили на малоэффек­тивном фонде скважин: на бездействующих скважинах - 24 % от общего объ­ема работ, на малодебитных скважинах с дебитом жидкости менее 5 т/сут - 38 % и менее 10 т/сут - 75 %. На безводный и ма­ловодный (менее 5 %) фонд скважин приходится 76 % всех ГРП. В среднем за период обобщения по всем обработкам в резуль­тате ГРП дебит жидкости был увеличен с 8,3 до 31,4 т/сут, а по нефти - с 7,2 до 25,3 т/сут, т.е. в 3,5 раза при росте обводнен­ности на 6,2 %. В результате дополнительная добыча нефти за счет ГРП составила за 5 лет около 6 млн т. Наиболее удачные результаты получены при проведе­нии ГРП в чисто нефтяных объектах с большой нефтенасыщенной толщиной, где дебит жидкости увеличился с 3,5...6,7 до 34 т/сут при росте обводнен­но­сти всего на 5...6 %.
В 1993г. начались опытно-промышленные работы по проведению ГРП на месторождениях ОАО "Ноябрьскнефте­газ", в течение года было про­ведено 36 операций. Общий объем производства ГРП к концу 1997г. соста­вил 436 операций. Гид­роразрыв проводился как правило в малодебитных скважинах с низкой обводненностью, расположенных на участках с ухуд­шенными фильтрационно-емкостными свойствами. После ГРП дебит нефти увеличился в среднем в 7,7 раза, жидкости - в 10 раз. В результате ГРП в 70,4 % случаев обводненность возросла в среднем от 2 % до ГРП до 25 % после обработки. До­полнительная добыча нефти, от производства ГРП в ОАО "Но­ябрьскнефтегаз" к концу 1997г. превысила 1 млн. т.