Анализ методов интенсификации добычи нефти на Приобском месторождении

ЗАДАНИЕ на ВКР……………….………..…………….……………………... 2
КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК…………………………………………………… 4
СОДЕРЖАНИЕ…………………………………………………………………. 5
ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………..…. 7
Перечень применяемых сокращений………………………………………….. 9
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ……………..…….……………………………. 10
1.1 Краткая характеристика месторождения………………………………….. 11
1.2 Гeoлогo-физичecкая характеристика месторождения.…………………… 15
1.3 Физикo-гидpoдинамичecкая характepистика пpoдуктивных пластов…….
1.4 Физикo-химичecкие свойства нефти, газа, воды……...................................
1.5 Осложняющие факторы геологического строения разреза Приобского…. 17
месторождения……………………………………………………………………. 21
1.6 Оценка запасов нефти………………………………………………………. 23
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ…………………..………………………….. 26
2.1 Текущее cocтояние pазработки Приобского мecтopoждения ……………
2.2 Анализ фонда скважин Приобского месторождения……………………….
2.3 Критерии выбора скважин для ГРП………………………………………….
2.3.1 Метод ГРП является одной из ключевых операций при добыче трудноизвлекаемых запасов нефти (ТрИЗ)………………………………………
2.4 Технология проведения ГРП……………………………………………….
2.5 Анализ эффективности проведения ГРП на Приобском месторождении 34
40
2.6 Обоснование применения водогазового воздействия на ЮЛТ
Приобского месторождения…………………………………………………….
2.7 Создание собственных технологий гидроразрыва пласта……………….
3 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ……………………………………………………..
3.1 Техника, применяемая на месторождении…………………………………
3.1.1 Универсальная насосная установка СИН31 для ГРП……………………
3.1.2 Манифольд высокого давления (СВД)……………………………………
3.1.3 Станция контроля и управления ГРП……………………………………..
3.2 Технические средства для многостадийного гидроразрыва пласта………
3.2.1 МГРП с использованием установки, содержащей два пакера…………
3.2.2 МГРП с использованием одного пакера и мостовой пробки…………… 55
3.2.3 МГРП с применением раздвижных муфт………………………………... 58
3.2.4 Муфты, активируемые металлическими шарами……………………….
4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ…………………………………….
4.1 Производственная безопасность……………………………………………
4.1.1 Анализ вредных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению (производственная санитария)……………… 58
4.1.2 Анализ опасных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению (техника безопасности) ……………………
4.2 Экологическая безопасность………………………………………………….
4.3 Безопасность в чрезвычайных ситуациях (техногенного, природного, социального характера) …………………………………………………………
ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………………..
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ…………………………………………………………
ПРИЛОЖЕНИЕ…………………………………………………………………..

Весь текст будет доступен после покупки

Приобское нефтяное месторождение – гигантское российское месторождение нефти, располагающееся на территории Ханты-Мансийского автономного округа. Считается самым крупным месторождением в России по текущим запасам и уровню добычи нефти.
На Приобском месторождении РН Юганскнефтегаз извлекли 500 млн т нефти. В год на Приобском месторождении добывают около 20 млн т углеводородов.
Месторождение часто называют жемчужиной Западной Сибири - участок уникален по площади, величине геологических запасов и объемам производства.
80% территории месторождения расположены в пойме Оби.
Месторождение работает с 1988 г., когда там началось бурение кустовой площадки № 101 и было создано первое подразделение добычи нефти и газа - ЦДНГ №12.
Извлекаемые запасы участка достигают 2,5 млрд т.
Сейчас добыча нефти на месторождении постоянно усложняется, поэтому специалисты бурят сверхдлинные горизонтальные скважины, проводят многостадийные гидроразрывы пласта и применяют другие геолого-технологические мероприятия.
На территории площадью 5,5 тыс. км2 функционируют почти 5 тыс. скважин, это 1/3 добывающего фонда РН-Юганскнефтегаза.
В 2021 г. на Приобском планируют построить 678 новых скважин.
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 АС12. 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 АС12 является осуществление мероприятий по интенсификации добычи нефти.

Весь текст будет доступен после покупки

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Краткая характеристика месторождения
Приобское месторождение относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Располагается на границе Салымского и Ляминского нефтегазоносных районов, в 65 км от города Ханты-Мансийск и 200 км от города Нефтеюганск, и приурочено к одноимённой локальной структуре Среднеобской нефтегазоносной области, в соответствии с рисунком 1.

Рисунок 1 – Схема расположения месторождения Приобское

Приобское месторождение было открыто во время геологической разведки в 1982 году, и до сих пор активно функционирует, обеспечивая страну нефтью и газом. Освоение его было длительным, главной сложностью стала нестабильность климата и усложненный рельеф. Сейчас разработки достигли больших высот, вследствие использования новых технологий. Располагается Приобское месторождение в ХМАО (Ханты-Мансийском автономном округе).
Изначально его выработку посчитали нерентабельной, из-за высокой плотности пластов и низкой проницаемости. До 2004 года оно оставалось в резерве, ждало новых технологий, которые по полной раскроют его нефтяной и газовый потенциал. Одной из инноваций, повлиявшей на сдвиги в разработке, стал гидравлический взрыв, мощность которого была достаточна для разрушения пласта.
Еще одна трудность, мешающая работникам освоить запасы – местоположение. Приобск находится в пройме реки Обь, и часто затапливается во время весенних паводков. Также русло реки разделяет его на две части. Для прокладки трубопровода, перемещения оборудования, поставки необходимых материалов, требуются дополнительные вложения.
Первый способ добычи, который использовался при исследовании потенциала Южно-Приобского месторождения – фонтанный. Его принцип заключается в том, что нефть подымается наружу из-за пластовой энергии – высокого давления в слое залегания. Для повышения интенсивности, оно нагнетается искусственно.
Она может выходить и естественным способом, но давление со временем иссякает, а под землей остается от 80% недобытого сырья. Для того, чтобы давление в скважине не иссякало, оно нагнетается несколькими способами. Основной технологией для достижения этого эффекта стал газлифт. Для этого бурится дополнительная скважина, куда устанавливается клапанная и насосная система. Подобная установка работает и с использованием жидкостных нагнетателей.
Но со временем этот способ стал невыгодным – оборудование и процесс возобновления давления требует большого количества денег, что затрудняло производство. Уровень выработки, по сравнению с современными насосами, намного меньше, поэтому со временем производство видоизменилось.
Уже в 2004 году разработка превзошла все ожидания – его объемы оказались огромными. За два года было сооружено 945 скважин. Но были и ситуации нелегального вмешательства – 376 скважин. Средняя глубина промышленной откачки составляет 2600 – 2800 км.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Геологический отчёт по Приобскому месторождению за 2009 г.
2. Данные из проектных документаций: “Анализ разработки Приобского месторождения”, утверждённый в ЦКР Минэнерго РФ (протокол от 12.02.2004 N41).
3. Инструкция по технике безопасности и охране труда для работающих в нефтедобывающих предприятиях АО “Юганскнефтегаз” Нефтеюганск 1996 г.
4. Каплан Л.С., Ражетдинов У.З. Введение в технологию и технику нефтедобычи – Уфа: ПКФ «Конкорд - Инвест», 1995 г.
5. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: Недра 1999.
6. Отчеты по повышению нефтеотдачи пластов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз». Нефтеюганск, 2003 г.
7. Отчеты и пояснительные записки отделов НГДУ «ЮН» за 2010-2014г. Нефтеюганск.
8. Рочев А.Н. О применении механических и электронных манометров при исследовании скважин / А.Н. Рочев, А.Н. Ирбахтин // Тезисы докладов Межрегиональной молодежной научной конференции «Севергеоэкотех – 2002» (Ухта, 19-21 марта, 2002 г). – Ухта, 2002.
9. Система стандартов безопасности труда (ССБТ). ГОСТ.
10. Сулейманов М.М. и др. «Охрана труда в нефтяной промышленности».
Москва, Недра, 1996 г.

Весь текст будет доступен после покупки