Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта в условиях Приобского нефтяного месторождения (ХМАО)

Введение..................................................................................................................5
I.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ ……………………………………………8
1.1 Общие сведения о месторождении…………………………………………8
1.2.Геолого-физическая характеристика Приобского месторождения.………………………………………………………………...13
1.3.Физико-гидродинамичетеристика продуктивных коллекторов.……………………………………………………………………14
1.4. Физико-химические свойства нефти, газа, воды.……………………….17
1.5 Запасы нефти и газа.……………………………………………………….19
II. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ..........................................................20
2.1 Технологические показатели вариантов разработки и выбор рекомендуемого варианта разработки…………………………………………20
2.2 Обоснование вариантов разработки………………………………………..20
2.3 Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики…………………………………………………………………..21
2.4 Энергетическое состояние пластов…………………………………….......24
2.5 Сравнение проектных и фактических показателей разработки…………..27
2.6 Повышение эффективности ГРП на Приобском месторождении………..30
2.7 Требования к конструкции скважи…………………………………………40
2.8 Оборудование, средства КИП, инструменты и приспособления применяемые при ГРП…………………………………………………. ………41
2.9 Основные требования к качеству рабочих жидкостей (жидкости разрыва, жидкости песконосителя и продавочной жидкости):…………………………48
2.10 Исследования скважины после гидроразрыва……………………………63
2.11 Расчет технологического процесса ГРП для скважины 56119………….63
2.12Анализ эффективности проведенных мероприятий ГРП на переходящем фонде скважин …………………………………………………………………..67
2.13 Анализ работы опытных участков с горизонтальными скважинами с МГРП…………………………………………………………………………….70

III. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ…………………………………………..75
3.1. Обоснование показателей экономической эффективности……………...75
3.2 Исходные данные и нормативная база для расчета экономических показателей проекта…………………………………………………………….76
3.3. Расчет экономических показателей проекта……………………………..77
ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………..79
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ .................................82

Весь текст будет доступен после покупки

Приобское месторождение отличается низкими дебитами скважин. Основными проблемами разработки месторождения явились низкая продуктивность добывающих скважин, низкая естественная (без разрыва пластов нагнетаемой водой) приемистость нагнетательных скважин, а также плохое перераспределение давление по залежам при осуществлении ППД (вследствие слабой гидродинамической связи отдельных участков пластов).
В отдельную проблему разработки месторождения следует выделить эксплуатацию пласта. Из-за низких дебитов многие скважины этого пласта должны быть остановлены, что может привести к консервации на неопределенный срок значительных запасов нефти. Одним из направлений решения этой проблемы по пласту является осуществление мероприятий по интенсификации добычи нефти. Из методов интенсификации добычи нефти воздействием на призабойную зону скважины наиболее широко распространены:
- гидроразрыв пласта;
- кислотные обработки;
- физико-химические обработки различными реагентами;
- теплофизические и термохимические обработки;
- импульсно-ударное, виброакустическое и акустическое воздействие.

Весь текст будет доступен после покупки

I.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ
Приобское нефтяное месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской равнины. В административном отношении месторождение расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области РФ.
Территория работ удалена на восток от г. Ханты-Мансийск на 65 км, на запад от г. Нефтеюганск на 180 км, на юго-запад от п. Горноправдинск на 75 км, на юго-запад от г. Тобольск на 325 км.
К юго-востоку от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой – Челябинск – Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык – Омск.
Изучаемая территория, включающая в себя Приобское месторождение, субширотно пересекается рекой Обь (рисунок 1). Пойма полноводной северной реки составляет большую часть ландшафта Приобского месторождения. Это заболоченная равнина с абсолютными отметками 27-35 м. Болота в большинстве своем непроходимые, торфяного типа, замерзают к концу января. Часть болот не замерзает в течение всего зимнего периода. Толщина торфяного покрова изменяется от 0 до 10 м. Широкое развитие на площади имеют озера различной конфигурации. Наиболее крупными из озер являются озеро Левашкина, озеро Окуневое и другие.
Ближайшими соседями Приобского месторождения являются Салымское месторождение, Приразломное месторождение, Западно-Сахалинское месторождение. Южная часть территории месторождения в геоморфологическом отношении более приподнята (на 10-15 м) по сравнению с северной частью. Представлена она практически плоской, аллювиальной равниной со слабо выраженными формами речной эрозии и аккумуляции. Абсолютные отметки поверхности составляют здесь 48-55 м. Южнее и юго-западнее (Западно-Эргинская, Фроловская площади) происходит резкое понижение поверхности до отметок 30-35 м (пойменная часть реки Иртыш).

Весь текст будет доступен после покупки

1. Технологическая схема разработки Приобского месторождения (Северная лицензионная территория, Южная лицензионная территория, Верхне- и Средне- Шапшинские месторожденя) Том 1,2. ООО «РН-УфаНИПИнефть». - Уфа 2011.
2. «Геология нефтяных и газовых месторождений». Г.А. Габриэляц. Москва, «Недра», 1984 г.
3. Отчеты по повышению нефтеотдачи пластов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз». Нефтеюганск, 1996-1999 гг.
4. Технологическая схема разработки Приобского месторождения Москва, Инжиниринговый центр “ЮКОС”,1999 г.
5. Геологический отчёт по Приобскому месторождению за 1998 г.
6. Технико-экономическое обоснование освоения Приобского месторождения, СибНИИНП 1993 г.
7. «Гидравлический разрыв пласта». П.М. Усачев. Москва, «Недра», 1986 г.
8. «Расчеты в добыче нефти». И.Т. Мищенко. Москва, Недра, 1989 г.
9. Журнал «Нефтяное хозяйство», 1997 г., №2.
10. «Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности». Москва, «Недра», 1974 г.
11. «Охрана труда в нефтяной промышленности». Сулейманов М.М. и др. Москва, Недра, 1996 г.
12. ГОСТ 12.0.003-74 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Опасные и вредные производственные факторы. Классификация.
13. ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

Весь текст будет доступен после покупки