Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки месторождений Западной Сибири

1. МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ: ТЕОРИЯ 13
1.1 Основные стадии разработки и их характеристики 13
1.1.1 Первая стадия (I) 13
1.1.2 Вторая стадия (II). 13
1.1.3 Третья стадия (III). 15
1.1.4 Четвертая стадия (IV). 15
1.2 Обзор современный методов повышения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки 16
1.2.1 Коэффициент нефтеотдачи 16
1.2.2 Эффективные методы извлечения остаточной нефти 17
1.2.2.1 Водогазовое методы 19
1.2.2.2 Микробиологические методы 21
1.2.2.3 Физико – химические методы 25
1.2.2.4 Волновое воздействие на пласт 28
1.2.2.4 Зарезка боковых стволов (ЗБС) 30
2. МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ФЁДОРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 34
2.1 Фёдоровское нефтегазоконденсатное месторождение 34
2.2. Применимость методов 36
2.2.1 Ремонтно – изоляционные работы. 36
2.2.2 Форсированный отбор жидкости 38
2.2.4 Гидроразрыв пласта 39
2.2.3 Водогазовое воздействие 42
2.2.6 Зарезка боковых стволов (ЗБС) 43
2.3 Краткий анализ методов, возможных к применению на Федоровском месторождении 44
2.3.1 АСП заводнение 45
2.3.2. Микробиологические методы 48
3 ФИНАНСОВЫЙМЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬИ РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ 51
3.2 Формирование бюджета затрат на реализацию технологии ASP- заводнения 51
3.2.3 Оборудование для проведения технологии ASP-заводнения 51
3.2.4 Расчет амортизационных отчислений 52
3.2.5 Расчет материальных затрат на проведение технологии ASP-заводнения 53
3.2.6 Расчет заработной платы работников 54
3.2.7 Расчет отчислений во внебюджетные фонды 54
3.2.8 Расчет суммарных затрат на проведение мероприятия по ASP-заводнению 55
3.3 Расчет экономической эффективности мероприятия 56
Выводы по разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение» 61
4 СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ 64
4.2 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 64
4.3 Производственная безопасность 65
4.3.3 Анализ вредных факторов и обоснование мероприятий по снижению воздействия 67
Повышенный уровень и другие неблагоприятные характеристики шума 68
Повышенный уровень общей и локальной вибрации 68
Отсутствие или недостаток необходимого искусственного освещения 68
4.3.4 Анализ опасных факторов и обоснование мероприятий по снижению воздействия 68
Химические вещества 69
Оборудование, емкости, работающие подизбыточным давлением 69
Производственные факторы, связанные с электрическим током 70
Пожаровзрывоопасность 70
4.4 Экологическая безопасность 71
Атмосфера 71
Гидросфера 72
Литосфера 72
4.5 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 73
Выводы по разделу «Социальная ответственность» 74
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 74
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 76

Весь текст будет доступен после покупки

В настоящее время основными проблемами нефтяных месторождений поздней стадии разработки являются высокая обводненность продукции и увеличивающаяся доля ТРИЗ нефти в общей структуре запасов. Стремление к повышению конечного коэффициента извлечения нефти (КИН) и продолжительности эксплуатации месторождений на поздних стадиях разработки не вызывает сомнений в своей актуальности. Достижение этой цели возможно путем применения различных методов увеличения нефтеотдачи.
Целью данной работы является проведение анализа эффективности применения методов повышения нефтеотдачи на нефтяных месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки.
Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
1. Описать и охарактеризовать основные стадии разработки нефтяных месторождений.
2. Изучить современные методы повышения нефтеотдачи, применяемые на последних стадиях разработки.
3. Проанализировать методы увеличения нефтеотдачи, применяемые на Федоровском месторождении.

Весь текст будет доступен после покупки

1. МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ: ТЕОРИЯ
1.1 Основные стадии разработки и их характеристики
Анализ состояния разработки долгоживущих месторождений как в нашей стране, так и за рубежом показывает, что этот процесс можно разделить на четыре этапа (рис. 1.) [13].

1.1.1 Первый этап (I)
На этом этапе характерен рост годовой добычи нефти для объектов первой стадии освоения. Осуществляется бурение и ввод в эксплуатацию большей части основных скважин, а также реализуется система воздействия на пласты. Продолжительность этого этапа напрямую зависит от темпов роста добычи нефти. На объектах с сложными геологическими условиями бурения, большой глубиной залегания продуктивных пластов и обширной площадью нефтеносности, темпы роста добычи ниже, а продолжительность этапа больше. Время продолжительности первой стадии разработки варьируется от года до 7-8 лет и более в зависимости от объекта.

1.1.2 Второй этап (II)
На втором этапе сохраняется максимальный уровень добычи (максимальный темп разработки) – наибольший достигнутый годовой уровень добычи нефти. Ведется бурение и ввод в эксплуатацию не только оставшихся скважин основного фонда, но и большей части резервных скважин, развивается система воздействия на пласты, проводятся геолого-технологические мероприятия по регулированию процесса разработки. Максимальные темпы разработки зависят от геолого-промысловой характеристики конкретного объекта. Это значение может изменяться в широких пределах от 3-4 до 16-20% и более в год от начальных извлекаемых запасов. Геологические факторы, влияющие на увеличение продолжительности первой стадии разработки, влияют также на снижение максимального темпа разработки. Поэтому, если первая стадия продлевается из-за большой площади нефтеносности, то вторая стадия начинается, когда эксплуатационный объект разбурен на 60-70% площади, т.е. когда разрабатываются не все запасы. Примерно в это время в разбуренной части объекта уже наблюдается снижение добычи из-за обводнения скважин. Дальнейшее бурение и ввод новых скважин лишь частично компенсирует снижение добычи по ранее пробуренным скважинам, что приводит к увеличению продолжительности второй стадии разработки. Таким образом, продолжительность второй стадии в основном варьируется от 1-2 лет до 5-8 лет, в зависимости от геологических факторов, влияющих на объект. Наименьшая продолжительность второй стадии характерна для залежей:
А) с повышенной относительной вязкостью пластовой нефти (более

Весь текст будет доступен после покупки

1. Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М.:Недра.1968 г
2. Назаров С.Н., Сипачев Н.В. Методика прогнозирования технологических показателей на поздней стадии разработки нефтяных залежей. Изв.ВУЗов, Нефть и газ, 1972, № 10. - С.42-45
3. Корчагин М.С. Применение методов повышения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки. // Молодой ученый. — 2020.— № 15 (305). — С. 28-30
4. Балиит, В. Применение углекислого газа в добыче нефти / В. Балиит, А. Бан, Ш. Долешал [и др.] – Москва, Недра, 1977.
5. Антониади, Д. Г. Увеличение нефтеотдачи пластов газовыми и парогазовыми методами / Д.Г. Антониади. – Краснодар : Советская Кубань, 2000. – 464с.
6. Методы увеличения нефтеотдачи [Электронный ресурс] : OIL LOOT RU. – Режим доступа: https://oilloot.ru/geologiya-geofizika-razrabotka-neftyanykh-i-gazovykh-mestorozhdenij/metody-uvelicheniya-nefteotdachi/
7. Дайк, Х. Проект компании «Салым Петролеум» по химическим методам повышения нефтеотдачи (проект EOR) – успех может быть достигнут только интеграцией / Х. Дайк, М.А. Баус, Я. Ньюверф, А. Уэзерилл, А. Кассим, Ф. Стойка // Нефтегазовая вертикаль. – 2011. №5. – С. 64-66
8. Никитина, А.А. Салым Петролеум: технология АСП как решение проблемы истощения традиционных запасов / А.А. Никитина // нефтегазовая вертикаль, - 2014. - № 10. – С.24-26
9. Максутов, Р. Классификация технологий водогазового воздействия / Р. Максутов, В. Зацепин // Технологии ТЭК. – 2007. - №1. – С.42-45
10. Каширина, К. О. Обзор отечественного и зарубежного опыта применения потокоотклоняющих технологий / К. О. Каширина // Научный форум Сибирь. – Тюмень, 2016. – Т.2. – С.8-10.

Весь текст будет доступен после покупки