Анализ эффективности гтм на южно-приобском месторождения

Введение 6
1 Геологическая часть 7
1.1 Географическая характеристика района работ 7
1.2 Краткая геологическая характеристика месторождения 8
1.3 Характеристика продуктивных пластов 13
1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов 14
2 Технико-технологическая часть 17
2.1 Анализ состояния разработки месторождения 17
2.2 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации 21
2.3 Анализ выработки запасов 23
3 Специальная часть 26
3.1 Применение ГТМ на месторождении 26
3.2 Анализ эффективности ГТМ на месторождении 28
3.2.1 Анализ эффективности бурения горизонтальных скважин 28
3.2.2 Анализ эффективности зарезки боковых стволов 32
3.2.3 Анализ эффективности проведения ГРП 34
3.3 Расчет эффективности от бурения горизонтального ствола на скважине-кандидате 36
3.4 Рекомендации к дальнейшему проведению ГТМ на Южном участке Приобского месторождения 39
4 Охрана труда и окружающей среды 41
4.1 Охрана труда 41
4.2 Охрана окружающей среды 44
Заключение 46
Библиографический список 48

Весь текст будет доступен после покупки

В 1982 году было открыто Приобское нефтяное месторождение, а через шесть лет, в 1988, началась его эксплуатация. Спустя одиннадцать лет, в 1999, началась эксплуатация его Южной части. На начало 2020 года в Южной части Приобского месторождения на государственном балансе по категории А+В1 числится 1 518 319 тыс. т геологических и 430 493 тыс. т извлекаемых запасов нефти, по категории В2 геологические запасы составляют 161 273 тыс. т, извлекаемые – 42 983 тыс. т. Эти цифры свидетельствуют о том, что месторождение заслуживает статуса уникального по величине своих запасов. Приобское нефтяное месторождение разрабатывается тремя недропользователями: ООО «Газпромнефть-Хантос», ПАО НК «Роснефть» и ПАО «Сургутнефтегаз», каждый из которых имеет значительную долю в освоении его ресурсов.
В рамках усилий по оптимизации эксплуатации нефтяных ресурсов, на Южно-Приобском месторождении проводятся виды геолого-технологических мероприятий, нацеленные на усиление производительности эксплуатируемых скважин и ускорение добычи углеводородов, что, в конечном итоге, способствует увеличению индекса эффективного извлечения запасов. Предпринимается широкий спектр инженерных вмешательств, включая внедрение химических (например, обработку скважин солянокислотным раствором) и механических подходов (к примеру, проведение гидравлического разрыва пласта и добавление дополнительной перфорации), каждый из которых призван устранить специфические препятствия для потока жидкости и улучшить условия извлечения запасов из недр.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Геологическая часть
1.1 Географическая характеристика района работ
Южная часть Приобского месторождения находится в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области РФ (рис. 1.1). Ближайшими крупными населенными пунктами являются г. Ханты-Мансийск и г. Нефтеюганск. Южная часть Приобского месторождения пересекает р. Иртыш с развитым судоходством. Ближайший речной порт находится в г. Ханты-Мансийске [1].
Приобское нефтяное месторождение разрабатывается тремя недропользователями: ООО «Газпромнефть-Хантос», ПАО НК «Роснефть», ПАО «Сургутнефтегаз».
Климат района работ резко континентальный с продолжительной зимой и коротким теплым летом. Среднегодовая температура минус 1,5°С. Самый холодный месяц года – январь (среднемесячная температура минус 21°С).
Весной на описываемой территории зафиксирована средняя температура воздуха около отрицательного значения в один градус Цельсия, тогда как летние месяцы демонстрируют среднюю планку в +17°С. Осень повторяет весенние показатели, отмечая отрицательный градус. Измерения максимальной летней температуры выявили пиковое значение +34°С, в то время как зимние морозы могут падать до экстремальных ?52°С. Относительно осадков, их годовой объем составляет от пятисот до пятисот пятидесяти миллиметров. Дождливые дни составляют порядка ста восьмидесяти в году, а воздушные потоки преобладают западного и юго-западного направлений со скоростями между пятью и семью метрами в секунду. Снежный слой формируется примерно со второй половины октября и остается до завершения апреля, в то время как в лесистых районах он дополняется до начала июня. Замеры показывают, что толщина снега может достигать семидесяти сантиметров, а в низинах увеличивается до метра и полутора-двух метров.
Промерзание почвы охватывает глубину от одного до полутора метров. Стойкий ледовый покров начинает формироваться с окончания октября, а реки освобождаются ото льда примерно в середине мая.
Широко развиты болота, которые 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 Озерниковы, Кукушкины, Романовы озера, находящиеся в северной части территории.
В геологическом отношении равнина молодая, аллювиальная с широко развитыми довольно значительной толщины четвертичными отложениями. Северная часть территории входит в границы правобережной надпойменной террасы с высотными отметками, колеблющимися между 45 и 60 метрами. Юг Приобского месторождения, а также прилегающая к нему группа Шапшинских месторождений, размещены между реками Иртыш, Обь и Малым Салымом, формируя водораздельное плато. Этот рельеф характеризуется умеренными формами эрозии и аккумуляции с относительной высотой колеблющейся от 45 до 84 метров над мировым океаном.


Рисунок 1.1 - Обзорная карта района работ [2]

1.2 Краткая геологическая характеристика месторождения

Геологический разрез в области Приобского месторождения демонстрирует обширный слой (между 3100 и 3300 метров) осадочных горных пород, относящихся к периодам мезозоя и кайнозоя. [5].
По Приобскому месторождения геологический разрез осадочного чехла однотипен. Исследование стратиграфии этих скоплений показало их тесную связь с соседними участками, а именно Приразломной, Салымской, Нижне-Шапшинской и Западно-Эргинской площадями, где наблюдается аналогичное геологическое строение. Следует отметить, что над доюрской прослойкой гетерогенного базиса, существует четкое несоответствие в расположении осадочного покрова, что проявляется по всему протяжению указанного региона. (рисунок 1.2) [10].

Весь текст будет доступен после покупки

1. «Дополнение к технологической схеме разработки Приобского нефтяного месторождения в пределах Южной лицензионной территории» (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 6634 от 01.12.2016 г.).
2. «Дополнение к технологической схеме разработки Южной части Приобского месторождения» (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 7901 от 05.08.2020 г.).
3. Борисов Ю.П. Разработка нефтяных и газовых месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М:Недра. 1964. 154
4. Галкин, С.В. Проектированиеразработкинефтяных и газовых залежей [Текст] / С.В. Галкин, А.В. Распопов. – Пермь: ПНИПУ, 2014. – 24 с.
5. Долгушин, В.В. Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна [Текст] / В. В. Долгушин. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. – 18 с.
6. Ильина, Г.Ф. Методы и технологии повышения нефтеотдачи для коллекторов Западной Сибири [Текст] / Г.Ф. Ильина, Л.К. Алтунина – Томск: ТПУ, 2006. – 153 с.
7. Кругликов Н.М., Нелюбин В.В., Яковлев О.Н. Гидрогеология Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна и особенности формирования залежей углеводородов. Ленинград, Недра, 1985. – 279 с.
8. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. М., Недра, 1989.
9. Насыров, А.М. Технологические аспекты охраны окружающей среды в добыче нефти [Текст] / А.М. Насыров, Е.П. Масленников, М.М. Нагуманов. – М: Инфра-Инженерия, 2019. – 49 с.
10. Объяснительная записка к региональным стратиграфическим схемам мезозоя Западно-Сибирской равнины, принятым МРСС-90 14-18 мая 1990 г. и утвержденным МСК СССР 30 января 1991 г. Тюмень, 1991.
11. ОСТ 153-39.2-048-2003 «Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей».
12. Правила охраны недр: ПБ-07-601-03 / Справочно-правовая система «Гарант»/ НПП «Гарант-Сервис». – Последнее обновление 07.09.2015.
13. Приказ МПР РФ №183 от 30.06.2009 г. «О внесении изменений в «Правила охраны недр», утвержденные постановлением Федерального горного и промышленного надзора России от 6 июня 2003 г. №71

Весь текст будет доступен после покупки