Анализ эффективности применения гидравлического разрыва пласта на нефтяной залежи Приобского месторождения

Оглавление
Список иллюстраций 4
Список таблиц 5
Введение 6
1 Краткии? географо-экономическии? очерк 8
2 История исследовании? и геологическая изученность 10
3 Геологическое строение и нефтегазоводоносность 13
3.1 Стратиграфия и литология 13
3.2 Тектоника 14
3.3. Нефтегазоводоносность 16
4 Геолого-геофизическая характеристика залежи 18
4.1 Литолого-физическая характеристика эксплуатационного объекта 18
4.2 Строение залежи 19
4.3 Физико-химические свойства пластовых нефти, газа, конденсата, воды 24
5. Запасы (ресурсы) нефти и газа 27
6 Краткая история и текущее состояние разработки Приобского месторождения 28
7 Специальная часть 33
7.1 Особенности проведения МГРП 33
7.2 Подземное оборудование, применяемое для проведения ГРП 35
7.3 Жидкость разрыва и расклинивающий агент при ГРП 36
7.4 Наполнители, применяемые при ГРП 37
8 Технико-технологическая часть 38
8.1 Обоснование проведения ГРП 38
8.2 Исходные данные для проектирования ГРП. Подбор скважин кандидатов на Приобском месторождении по геолого–физическим факторам 40
8.3 Расчет многостадийного гидравлического разрыва пласта в программном комплексе «Meyer» 44
8.4 Расчет экономической эффективности от проведения ГРП 55
8.5 Особенности процесса освоения после МГРП 64
Заключение 65
Список использованной литературы 66

Весь текст будет доступен после покупки

Добыча нефти на разрабатываемых месторождениях со временем падает, что побуждает нефтяные компании применять методы интенсификации притока. Одним из месторождении?, где необходимо применение обработок для интенсификации нефтеотдачи, является Приобское. Высокую эффективность показывает гидравлическии? разрыв пласта (ГРП).
Совершенствование методов, направленных на повышение продуктивности скважин, является одним из приоритетных направлений деятельности «РН-Юганскнефтегаз». На Приобском месторождении уже несколько лет активно развиваются гидродинамические методы повышения нефтеотдачи. Опыт, полученный при проведении мнoгoстaдийного гидроразрыва пласта (МГРП) на Приобском месторождении, позволяет утверждать, что МГРП при правильном выборе скважины для его проведения может обеспечить значительный прирост добычи нефти, а правильное технология должна экономить средства компании.
Технология МГРП приводит к тому, что дебиты нефти увеличиваются. Данный эффект заметен в 72% случаях. Экономический аспект также является выигрышным, так как МГРП – один из самых оптимальных по отношению к других категориям Приобского месторождения.
Актуальность темы объясняется тем, что стадия Приобского месторождения – поздняя, имеет высоко обводненность. По эффективности МГРП возможно сравнить только лишь с бурением и вводом новой скважины, но именно ГРП гораздо выгоднее.
Целью моей выпускной квалификационной работы является анализ эффективности проведения ГРП на Приобском месторождении на примере продуктивного горизонта АС10. Объектом исследования является такoи? метод интенсификации дoбычи нефти, как гидрaвлическии? рaзрыв плaстa.
Задачи:
1. Изучить геологическое строение и нефтеносность месторождения;
2. Осуществить анализ полного состояния разработки месторождения;
3. Провести расчет выгоды проведения ГРП на Приобском месторождении;
4. Сделать расчет геометрических и проводящих характеристик трещины, вычислить увеличение продуктивности скважины после ГРП;
5. Оценить дополнительную добычу нефти в результате ГРП с учетом системы разработки для конкретных геологических условий Приобского месторождения.



Если сравнить множество факторов, то вопросов о выборе Приобского месторождения не останется, ведь на это влияют свойства коллекторов разных типов, изучение геологии месторождения, экономический фактор.
В своей выпускной квалификационной работе я проведу полное объяснение выбора технологии ГРП для скважин Приобского месторождения. При условии, что ежегодно будут вводить технологии гидроразрыва, то предприятия смогут уменьшить часть расходов. Самым весомым фактором является то, что эффект от ГРП очень длительный, составляет 4-5 лет.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Краткии? географо-экономическии? очерк
Приобское нефтяное месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской равнины. В 1982 году было открыто Приобское месторождение, введено в разработку в 1988 году. Расположение: Ханты-Мансийский автономный округ, Тюменская область, 65 км к востоку от г. Ханты-Мансийск и в 100 км к западу от г. Нефтеюганска (рисунок 1.1). Крупные месторождения нефти и газа, расположенные близко и находящиеся в эксплуатации: Приразломное месторoждение, Салымское месторoждение, Правдинское месторoждение.
Центральные основные водные каналы Сибири – реки Oбь и Иртыш. Суда могут ходить по ним с мая месяца до октября. Только когда высокие обильрные паводки наступают, приходит время плавания судов малых размеров.
Река Обь сформировала пойму, равнина с такими абсолютными отметками как +29 - +37 метров. Торфяные, непроходимые болота не замерзают зимой. Покров менят свою толщину от 0 до 15 метров. Oз. Левашкина и oз. Oкуневое – более большие озера. Аллювиальная равнина молодая, имеет четвертичные отложения.
Климат: очень долгая зима и крохотное теплое лето. При резко континентальном климате снег, толщиной до 0,6 метров, образуется в октябре и лежит до начала июня. Глубина промерзания почвы 1–1,5 м. Преобладают смешанные леса и хвойные, в которых живут лоси и олени, бурые медведи и белки.
Территория располагается в зоне разобщенного залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемерзлых пород. Приповерхностные мерзлые грунты прослеживаются на водоразделах под торфяниками. Толщина достигает 10-20 метров, зависит от уровня грунтовых вод, температура близка к 00С.
Многолетние мерзлые породы (ММП) Приобского месторождения изучены слабо, лишь в пределах разбуренных эксплуатационных участков. Толщина ММП составляет 10-30 метров. Чаще всего мерзлыми породами являются нижняя глинистая часть новомихайловской и частично атлымской свит.
Население района многонационально, что обусловлено активным развитием нефтедобычи. Коренными жителями являются ханты и манси, также проживают русские, татары, украинцы, белорусы, башкиры и многие другие национальности.

Весь текст будет доступен после покупки

1. А.В. Аксаков, О.С. Борщук "Корпоративный симулятор гидроразрыва пласта: от математической модели к программной реализации" [Текст] / И.С. Желтова, А.В. Дедурин ,З. Калуджер, А.В. Пестриков, К.В. Торопов // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений – 2016. - №11 – С. 35-40.
2. Е. Алифирова, " Эффективность и точность. Газпромнефть-Хантос ускоряет строительство скважин на месторождении им. А. Жагрина" Журнал " Neftegaz.ru " 9.11.2020 г.
3. Валеев А.С., Дулкарнаев, М.Р., Салимов Ф.С "Повышение эффективности гидроразрыва в условиях высокой обводнённости пласта БВ-8 Повховского месторождения" [Текст] / Бухаров А.В., Котенев Ю.А // Нефтегазовое дело – 2010. - №4 – С. 13-20.
4. Верховцев П.Н., Елесин М.В., Исламгалиев Р.Ф. Опыт проведения многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах ОАО «РН-Няганьнефтегаз», научно-технический вестник ОАО «НК-Роснефть», 2014 г.
5. Гуськова И.А «Осложнения в нефтедобыче: Методические указания по проведению практических занятий по дисциплине «Осложнения в нефтедобыче» для бакалавров направления 21.03.01 (131000) «Нефтегазовое дело» профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» всех форм обучения.» [Текст] / Гуськова И.А, Хаярова Д.Р // Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2015. – С. 77-82.
6. 44. Гуськова И.А «Осложнения в нефтедобыче: Методические указания по проведению практических занятий по дисциплине «Осложнения в нефтедобыче» для бакалавров направления 21.03.01 (131000) «Нефтегазовое дело» профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» всех форм обучения.» [Текст] / Гуськова И.А, Хаярова Д.Р // Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2015. – С. 124-129.
7. Егорова, Ю.Л. «Реагенты и технологии ОПЗ: Методические указания по проведению практических занятий по дисциплине «Реагенты и технологии ОПЗ» для бакалавров направления 21.03.01 (131000) «Нефтегазовое дело» профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» всех форм обучения.» [Текст] / Ю.Л. Егорова // Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2014. – С. 47-54.
8. Тренин Ю.А., Лигус В.Е., Подсчет запасов нефти и растворенного газа Приобского месторождения Ханты-Мансийского района Тюменской области. Тюмень, 1988 г.
9. Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной разработки правобережной части Приобского месторождения. Тюмень, ОАО «Юганскнефтегаз», 1997г.
10. Отчет по договору «Создание геологической модели Приобского месторождения на основе совместной интерпретации данных 2Д/3Д сейсморазведки, материалов ГИС и гидродинамических исследований скважин с целью подготовки геологической основы для проведения подсчета запасов» М., ЗАО «Инжиниринговый центр», 1999 г
11. Карагодин Ю.Н., Ершов С.В., Сафонов В.С. и др. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири. Системно-литмологический аспект. Новосибирск, издательство СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996г.
12. Р.Д. Гафаров , Т.И. Синицына , А.Н. Горбунов , С.П. Канайкин "Опыт проведения избирательных повторных ГРП в горизонтальных скважинах на пласты викуловской свиты Каменного ЛУ Красноленинского НГКМ". Научно-технический журнал «Экспозиция Нефть Газ» 4(71)/2019 г.
13. Леонтьев Е.И., Дорогиницкая Л.М., Кузнецов Г.С., Малыхин А.Я. Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами. М., Недра, 1974г.
14. Ю.А.Лимбергер и др. Опытно-методические работы по обоснованию поиска, разведки и освоению залежей нефти в отложениях баженовской свиты, М., ЦГЭ,1997г.
15. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: Системно-литмологический аспект/ Ю.К.Карагодин, С.В.Ершов, В.С.Сафонов и др.; науч. ред. акад. А.А.Трофимук. Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996, 252 с.
16. Нежданов А.А. Основные закономерности строения сейсмостратиграфических комплексов неокома Западной Сибири //Геофизические методы при обосновании объектов нефтепоисковых работ в центральных районах Зпадной Сибири. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1988, с.62-70
17. Технологическая схема разработки Приобского месторождения. Т. 1. ОАО «Юганскнефтегаз». - ЗАО «ИЦ ЮКОС», Москва, 2001.
18. Хранение и дополнительные исследования керна по поисково-разведочным скважинам ОАО «Юганскнефтегаз». ЗАО «Сибнефтепроект», Тюмень, 2001.
19. Комплексное исследование керна разведочных и эксплуатационных скважин на территории деятельности ОАО «Юганскнефтегаз». ЗАО «Сибнефтепроект», Тюмень, 1996.
20. Подготовка данных и комплексное исследование керна для создания проектных документов Приобского месторождения (Отчет по договору № 626Н). ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК», Томск, 2005.
21. Добрынин В.М., Ковалев А.Г., Кузнецов А.М., Черноглазов В.Н. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа. М.: ВНИИОЭНГ, 1988.
22. Тульбович Б.И. Коллекторские свойства и химия поверхности продуктивных пород. Пермь.: Пермское книжн. изд-во, 1975. - 196 с.
23. Тульбович Б.И. Петрофизическое обеспечение эффективного извлечения углеводородов. М.: «Недра», 1990. - 186 с.
24. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. М.: «Недра», 1992. - 270 с.
25. Гудок Н.С. Изучение физических свойств пористых сред. М.: «Недра», 1970. - 208 с.
26. Хасанов М.М., Свешников А.В., Уразаков Т.К., Караваев А.Д., Телин А.Г. К обоснованию остаточной нефтенасыщенности пластов по данным лабораторных исследований. Нефтепромысловое дело, 2000, № 8-9, с. 16-18.
27. Хисамутдинов Н.И., Хасанов М.М., Телин А.Г. и др. Разработка нефтяных месторождений. Т. 1. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. – 240 с
28. ОСТ 39-112-80. Нефть. Типовое исследование пластовой нефти. Объем исследования. Форма представления результатов.
29. Справочник по геологии нефти и газа. – М. – Недра. – 1984. – С. 214.
30. Сорокин А.В., Сорокин В.Д. Система экспериментально-теоретических методов исследования физико-химических свойств пластовой нефти месторождений Западной Сибири. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2003. – 244 с.
31. Хасанов М.М., Волошин А.И., Караваев А.Д., Сафуанова Р.М. К проблеме корректной оценки физико-химических параметров пластовых флюидов. Вестник Инжинирингового Центра ЮКОС. – 2002. - № 4. - С. 32-36
32. ГОСТ 9965-76. Общие правила и нормы. Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий.
33. ОСТ 38.01197-80. Нефти СССР. Технологическая индексация.
34. Спутник нефтегазопромыслового геолога. – Спр. под ред. И.П.Чаловского. - М.: Недра. – 1989. – С. 14.
35. "ПАО «ЛУКОЙЛ» на месторождении трудноизвлекаемых запасов нефти в Западной Сибири провел первый в России МГРП на горизонтальной скважине с применением «линейной» жидкости разрыва" Научно-технический журнал «ROGTEC - Российские нефтегазовые технологии» 13.01.2017 г.
36. Аналитическая служба "Нефтегазовой вертикали", "От Чаянды до Чоны" Журнал "Нефтегазовая Вертикаль" 12.08.2019 г.
37. А.Н. Шорохов, М.А. Азаматов, А.А. Артамонов Основные особенности проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта на горизонтальных скважинах – Москва: Всероссийский научно- исследовательский институт организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности – 2013г. - 5 с.
38. ""Газпром-нефть" применяет новые технологии гидроразрыва пласта для повышения добычи". Журнал "Нефть и капитал" 0.04.2016 г.
39. Нина Маркова " Нефтедобыча и гидроразрыв пласта в России". Журнал "Нефтянка" 14.05.2019 г.

Весь текст будет доступен после покупки