Анализ эффективности химических обработок скважин технологией ХПНП на примере Федоровского месторождения

Нормативные ссылки 9
Введение 10
1 Общие сведения о месторождении 11
2 Геолого – физическая характеристика месторождения 14
2.1 Геологическое строение месторождения 14
2.1.1 Геолого-геофизическая изученность 15
2.1.2 Структурно-тектонические особенности 16
2.1.3 Литолого-стратиграфический разрез 17
2.1.4 Нефтегазоносность 23
2.2 Гидрогеологические и инженерно-геологические условия 23
2.2.1 Характеристика гидрогеологических комплексов 23
2.2.2 Инженерно-геологические и геоэкологические условия 25
2.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов 26
2.3.1 Объем и методы исследования керна 27
2.4 Свойства и состав пластовых флюидов 27
2.4.1 Изученность пластовых флюидов 27
2.4.2 Свойства и состав нефти и растворенного газа 28
2.4.3 Химический состав и свойства пластовых вод 38
3 Состояние разработки и эксплуатации месторождения 40
3.1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом 40
3.1.1 Фактические показатели разработки 40
3.1.2 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации 43
4 Работы на обводнённом фонде 45
4.1 Обводненность скважинной продукции 45
4.1.1 Пластовые воды и их классификация 45
4.1.2 Способы определения обводненности 48
4.1.3 Причины обводнения 52
4.1.3.1 Геологические причины обводнения 52
4.1.3.2 Технические причины обводнения 59
4.2 Процедура подбора скважин-кандидатов для проведения водоизоляционных работ 61
4.2.1 Критерии выбора скважин кандидатов 61
4.2.1.1 Функция ожидания «продуктивность – избыточная обводненность» 63
4.2.1.2 Функция ожидания «продуктивность-обводненность» 65
4.2.2 Методы диагностики источников обводнения 65
4.2.2.1 Промыслово – геофизические методы 66
4.2.2.2 Химико – аналитические методы 67
4.2.2.3 Графоаналитические методы 67
4.2.2.4 Выбор приоритетных результатов 71
4.2.3 Оценка успешности водоизоляционных работ 74
4.2.4 Мероприятия по снижению скважиной обводненности продукции 77
4.2.4.1 Выравнивание профиля приемистости 77
4.2.4.2 Водоизоляционные работы 79
4.3 Опытно-промышленные работы по ликвидации заколонных перетоков полимерным составом «MPS REIS-H» 81
5 Экономическая часть 85
5.1 Расчет сметы затрат на проведение мероприятия 85
5.2 Расчет себестоимости дополнительной добычи нефти 89
6 Безопасность и экологичность 95
6.1 Анализ состояния промышленной безопасности на Федоровском месторождении 95
6.2 Анализ опасных и вредных производственных факторов 96
6.3 Производственная безопасность 97
6.3.1 Техника безопасности. Защита от механических травм 97
6.3.2 Микроклимат на рабочем месте 98
6.3.3 Химическая безопасность 99
6.3.4 Шум и вибрация. Защита от механических и акустических колебаний 100
6.3.5 Лазерная безопасность 100
6.3.6 Опасность поражения электрическим током. Электробезопасность 101
6.3.7 Эксплуатация грузоподъемных и транспортирующих машин, а также сосудов (систем), работающих под давлением 101
6.3.8 Производственное освещение 102
6.3.9 Требования пожарной безопасности 102
6.3.10 Средства индивидуальной защиты работающих 103
6.4 Экологическая безопасность 104
6.4.1 Охрана атмосферы 104
6.4.2 Охрана гидросферы 105
6.4.3 Охрана литосферы 106
6.4.4 Мероприятия по защите в чрезвычайных ситуациях 107
Заключение 109
Список используемых источников 110

Весь текст будет доступен после покупки

Вместе с нефтью в залежи находится и пластовая вода. Поэтому до-быча нефти сопровождается попутно-добываемой водой. Обводнение сква-жин является неминуемым явлением в процессе разработки месторождения, однако в большинстве случаев происходит преждевременное обводнение, вызванное причинами различного происхождения.
Федоровское месторождение ПАО «Сургутнефтегаз» находится на поздней стадии разработки, которая характеризуется высокими значениями обводненности скважинной продукции и снижением уровня добычи нефти.
Высокое значение обводненности добываемой продукции отрица-тельно сказывается на оборудовании, как подземном, так и наземном. При-сутствие пластовой воды в большом количестве в добываемом флюиде мо-жет привести к интенсивной внутренней коррозии трубопровода, образова-нию солевых отложений. Вдобавок, избыточная обводненность ведет к уве-личению затрат на подъем добываемой жидкости, внутрипромысловый транспорт и подготовку продукции.
Ограничение попутно добываемой воды является одной из острых проблем нефтедобычи. Преждевременное обводнение скважин, не связанное с естественной выработкой пласта, когда темпы роста обводненности не соответствуют темпам извлечения запасов нефти, приводит к снижению рентабельности эксплуатации скважин в целом.
Для решения проблем с повышенной обводненностью скважинной продукции проводят мероприятия по ее снижению. Успешность проведения водоизоляционных работ во многом зависит от выбора скважин-кандидатов.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Общие сведения о месторождении

Федоровское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) открыто в 1971 году и расположено в границах Федоровского участка недр (УН), недропользователем которого является ПАО «Сургутнефтегаз».
Федоровский УН на севере граничит с Русскинским и Савуйским, на востоке с Родниковым, на юге с Восточно-Сургутским, на юго-западе с Западно-Сургутским, на западе с Дунаевским и Яунлорским, на северо-западе с Тончинским участками недр, недропользователем которых является ПАО «Сургутнефтегаз». На северо-востоке Федоровский УН граничит с Икилорским и Равенским участками недр, недропользователем которых является ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» [1].
В административном отношении Федоровское НГКМ расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа – Югры. На территории Федоровского УН расположено г.п. Федоровский.
Административный центр Сургутского района г.Сургут находится на расстоянии порядка 62 км в южном направлении от цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН) Федоровского месторождения НГДУ «Федоровскнефть» (расстояние взято по автомобильной дороге).
Ближайшие разрабатываемые месторождения ПАО «Сургутнефтегаз»: Тончинское, Северо-Тончинское, Русскинское, Родниковое, Восточно-Сургутское, Западно-Сургутское нефтяные; Дунаевское, Яунлорское, Савуйское нефтегазоконденсатные.
Гидрографическая сеть образована реками бассейна р.Тромъеган: р.Моховая (с притоками - Имиягун, Меудекъяун), р.Эгутъягун, р.Ультъягун, а также притоками р.Обь: р.Черная (с притоком Малая Черная) и р.Почекуйка. В пределах УН имеется ряд крупных озер: Пильтанлор, Имлор, Качнылор, Пачетлор, Унтерлор, Кульеганлор, Чиклыйлор и др.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Проектная (технологическая) документация Федоровского место-рождения, ПАО «Сургутнефтегаз», 2022 г., 1234 с.
2. Патент 2520251С1 Российская Федерация, МПК Е21В 47/10. Спо-соб определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины / Хисамов Р.С.; Заявитель и патентообладатель Открытое акционерное обще-ство «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2013127391/03; заявл. 17.06.13; опубл. 20.06.14, Бюл. № 17. – 6 с.
3. Фаттахов И.Г. Методика идентификации путей обводнения нефтя-ных скважин / Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2011. – №3. – с. 154-159.
4. Насыров В.А., Шляпников Ю.В., Насыров А.М. Обводненность продукции скважин и влияние ее на осложняющие факторы в добыче нефти / Экспозиция Нефть Газ. – 2011. – №14. – с. 14-17.
5. Бейли Б., Крабтри М., Тайри Дж. Диагностика и ограничение водопритоков / Нефтегазовое Обозрение. – 2001. – с. 44-67.
6. Чоловский И.П., Иванова М.М., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология залежей углеводородов. – М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. – 680 с.
7. Кудряшова Д.А. Методика подбора скважин кандидатов для водо-изоляционных работ на месторождениях ПАО «ЛУКОЙЛ» / Инженерная практика. – 2019. – №4.
8. Латыпов А.Р. и др. Совершенствование методики выбора скважин для проведения водоизоляционных работ / Куликов А.Н., Корнилов А.В., Никишов В.И. //Нефтегазовое дело. – 2011. – №2. – с. 46-49.
9. Мусаев Г.Л. Совершенствование технологий определения заколонных циркуляций методами ГИС / Инженерная практика. – 2015. – №8.
10. Остапчук Д.А., Синцов И.А. Усовершенствованный диагностиче-ский метод определения причин обводнения скважин / Тюменский государ-ственный университет. – 2015. – с. 115-122.

Весь текст будет доступен после покупки