Интенсификация добычи нефти на Приобском месторождении (ЮЛТ)

Введение 8
Нормативные ссылки 10
Термины и определения 11
Сокращения 13
1 Общие сведения о месторождении и лицензионном участке 14
1.1 Географическое и административное положение 14
1.2 Физико-географическая характеристика района 16
2 Геолого-физическая характеристика месторождения 18
2.1 Геологическое строение месторождения 18
2.1.1 Краткая история геологического изучения месторождения 18
2.1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 21
2.1.3 Тектоническое строение месторождения
и окружающих территорий 29
2.1.4 Общие сведения о нефтегазоносности 31
2.2 Гидрогеологические и инженерно-геологические условия 33
2.2.1 Характеристика водоносных комплексов 33
2.2.2 Инженерно-геологические и геокриологические условия 37
2.2.3 Свойства пластовых вод 38
2.3 Запасы УВС 40
3 Состояние разработки месторождения 41
3.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения 41
3.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения…... 45
3.2.1 Основные этапы освоения местрождения 45
3.2.2 Характеристика фонда скважины на дату подготовки ПТД 50
3.2.3 Анализ динамики основных технологических
показателей разработки 51
3.3 Анализ выработки запасов 59
3.4 Анализ динамики газового фактора 68
3.5 Сопоставление основных проектных и фактических
показателей разработки 75
4 Методы интенсификации добычи УВС и повышения коэффициента
извлечения УВС пластов 76
4.1 Бурение горизонтальных скважин 78
4.2 Горизонтальные скважины с многостадийными ГРП (ГС с МСГРП) 81
4.3 Боковые стволы 89
4.4 Анализ эффективности проведения ГРП 92
4.5 Анализ эффективности ОПЗ 96
4.6 Анализ эффективности выравнивания профилей приёмистости 100
4.7 Эффективность оптимизации режимов работы
глубинно-насосного оборудования (ГНО) 105
4.8 Эффективность ремонтно-изоляционных работ (РИР) 106
4.9 Обоснование применения методов повышения коэффициентов
извлечения и интенсификации добычи УВС на прогнозный период.
Программа применения методов 107
5 Экономическая оценка вариантов разработки 110
5.1 Методика и исходные данные для экономической оценки 110
5.1.1 Показатели экономической эффективности 110
5.1.2 Макроэкономические показатели
и расчёт чистых цен УВС (нетбэки) 111
5.1.3 Система налогов и платежей 112
5.1.4 Оценка капитальных, текущих, эксплуатационных
и внереализационных расходов 117
5.2 Технико-экономические показатели вариантов разработки 120
5.3 Анализ чувствительности 122
6 Безопасность и экологичность 129
6.1 Анализ состояния промышленной безопасности на Приобском месторождении 129
6.2 Анализ опасных и вредных факторов 129
6.3 Производственная безопасность 130
6.3.1 Общие положения 131
6.3.2 Техника безопасности. Защита от механических травм 131
6.3.3 Микроклимат на рабочем месте 132
6.3.4 Химическая безопасность 132
6.3.5 Шум и вибрация 132
6.3.6 Лазерная безопасность 133
6.3.7 Электромагнитные поля 133
6.3.8 Опасность поражения электрическим током 133
6.3.9 Эксплуатация грузоподъёмных и транспортирующих машин, а также сосудов (систем), работающих под давлением……………………..….134
6.3.10 Производственное освещение…………………………………...134
6.3.11 Требования пожарной безопасности……………………….…...134
6.3.12 Эргономика…………………………………………………….…134
6.3.13 Средства индивидуальной защиты работающих………………135
6.4 Экологическая безопасность 135
6.4.1 Охрана атмосферного воздуха 136
6.4.2 Охрана гидросферы 136
6.4.3 Охрана литосферы 136
6.5 Мероприятия по защите в чрезвычайных ситуациях 137
6.6 Мероприятия по охране недр при производстве буровых работ 138
Заключение 139
Список использованных источников 141

Весь текст будет доступен после покупки

Нефтяная промышленность является одной из важнейших составляющих экономики России, непосредственно влияющей на формирование бюджета страны и её экспорт.
Состояние ресурсной базы нефтегазового комплекса является наиболее острой проблемой на сегодняшний день. Ресурсы нефти постепенно истощаются, большое число месторождений находится в конечной стадии разработки и имеют большой процент обводнённости, поэтому наиболее актуальной и первостепенной задачей является поиск и введение в эксплуатацию молодых и перспективных месторождений, одним из которых является Приобское месторождение (по запасам оно одно из крупнейших месторождений России).
Приобское месторождение имеет ряд характерных особенностей:
- крупное, многопластовое, по запасам нефти уникальное;
- труднодоступное, характеризуется значительной заболоченностью, в весенне-летний период большая часть территории затопляется паводковыми водами;
- по территории месторождения протекает река Обь, разделяющая его на правобережную и левобережную части.
Месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов. Промышленный интерес представляют пласты АС10, АС11 и АС12. Коллектора горизонтов АС10 и АС11 относятся к средне- и низкопродуктивным, а АС12 – к аномально низкопродуктивным. Эксплуатацию пласта АС12 следует выделить в отдельную проблему разработки, т.к. пласт АС12 к тому же является самым значительным по запасам из всех пластов. Эта характеристика указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты.
Одним из направлений решения этой проблемы является осуществление гидравлического разрыва пласта.
Гидравлический разрыв пласта – довольно эффективный в настоящее время метод интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов (НПК), получивший массовое применение в Западной Сибири. Чаще всего гидроразрывы дают положительные результаты, однако эффективность зависит от геолого-физических характеристик пластов. Одним из наиболее серьёзных факторов, снижающих успешность проведения, является наличие обширных водонефтяных зон (ВНЗ), особенно в залежах, представленных НПК. В этом случае возникает вопрос, что предпочтительнее – продлить эксплуатацию скважин (без ГРП) с невысоким дебитом нефти или, сделав ГРП, повысить обводнённость.
В ООО «РН - Юганскнефтегаз» внедрение ГРП было организовано с учётом известного негативного опыта на основе принципа выполнения всех работ по реализации ГРП собственными силами с максимальным привлечением передового отечественного и мирового опыта.
В условиях месторождений ООО «РН - Юганскнефтегаз» ГРП является одним из наиболее эффективных методов воздействия на нефтяные залежи. Эффективность этого метода, в основном, зависит от правильности выбора технологических параметров процесса, геологических особенностей строения пласта и удельных запасов нефти. Поэтому рассмотрение возможности применения ГРП как одного из основных методов интенсификации добычи нефти из залежей пластов Приобского месторождения является необходимым.
Целью работы является обоснование технологии ГРП.
Актуальность выбранной темы заключается в том, что ГРП является наиболее распространённым методом повышения нефтеотдачи, который применяется практически на каждом месторождении.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Общие сведения о месторождении и лицензионном участке

1.1 Географическое и административное положение

Южная часть Приобское месторождения находится в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области РФ (рисунок 1.1).
Ближайшими крупными населёнными пунктами являются г. Ханты-Ман-сийск и г. Нефтеюганск.
Южная часть Приобского месторождения пересекает р. Иртыш с развитым судоходством. Ближайший речной порт находится в г. Ханты-Мансийске.
К юго-востоку от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой – Челябинск – Новополоцк и нефтепровода Усть – Балык – Омск.
Приобское нефтяное месторождение разрабатывается тремя недропользователями: ООО «Газпромнефть - Хантос», ПАО НК «Роснефть», ПАО «Сургутнефтегаз».
Ближайшими в радиусе 30-90 км соседними месторождениями являются: на востоке – Приразломное, Верхне-, Средне- и Нижнешапшинское, а также Западно- и Верхнесалымское, на юге Чапровское и Кондинское, на юго-западе Западно-Эргинское, Янлотское, на северо-западе Янлотское и Восточно-Кам-ское, на севере – Хантымансийское.
Изучаемая территория субширотно пересекается рекой Иртыш, крупнейшим притоком реки Обь, протекающей по северной лицензионной территории (СЛТ). Поймы этих рек составляет большую часть ландшафта Приобского месторождения.
Учитывая принадлежность Приобского месторождения по запасам нефти и газа к крупнейшим месторождениям в России, принимая во внимание его уникальность, обусловленную расположением большей части площади месторождения в водоохранных зонах реки Оби и её притоков, имеющих статус водных объектов высшей рыбохозяйственной категории, наличие мест нагула и


Рисунок 1.1 – Обзорная карта района
нереста ценных видов рыб, ареалов редких и исчезающих видов растений и животных, занесённых в Красную книгу постановлением Губернатора Ханты-Мансийского автономного округа № 338 от 05.08.1998 г., на территории месторождения установлен особый порядок пользования недрами.
Население района многонациональное, что обусловлено развитием нефтедобычи в регионе. Наряду с коренными жителями – ханты, манси, в районе проживают русские, украинцы, белорусы, татары, башкиры и многие другие национальности.

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. Алькушин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1989. – 360 с.
3. Андриасова Р.С., Мищенко И.Т., Петров А.И. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатаций нефтяных месторождений. Добыча нефти / под редакцией Ш.К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1983. – 455 с.
4. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 1988. – 322 с.
5. Каплан Л.С. Технологии и безопасность в нефтедобыче. – Уфа: Издательство УГНТУ, 2005. – 476 с.
6. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: учебник для вузов. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2005. – 528 с.
7. Ксёнз Т.Г. Оценка коммерческой эффективности научно-технических мероприятий на нефтегазодобывающих предприятиях: учебное пособие. – Ухта: Издательство УГТУ, 2008. – 164 с.
8. Ладенко А.А. Теоретические основы разработки нефтяных и газовых месторождений. – М.: Инфра-Инженерия, 2020. – 244 с.
9. Матиив В.М. Методы планирования и оценки эффективности геолого-технических мероприятий и увеличения нефтеотдачи с учётом риска и неопределённости. – М.: Издательство РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2009. – 27 с.
10. Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Грон В.Г. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: учебное пособие. – М.: Недра, 1984. – 272 с.
11. Павловская А.В., Мордвинов А.А. Оценка эффективности мероприятий по повышению качества вскрытия продуктивных пластов: учебное пособие. – Ухта: Издательство УГТУ, 1992. – 73 с.
12. Рузин Л.М. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи: методические указания. – Ухта: Издательство УГТУ, 2014. – 34 с.
13. Ладенко А.А. Разработка нефтяных и газовых месторождений. – Краснодар: Изд. ФГБОУ ВО «КубГТУ», 2019. – 275 с.
14. Григулецкий В.Г. ?и др.? Экологические аспекты при строительстве нефтяных и газовых скважин: монография. – Москва; Вологда: Инфра-Инжене-рия, 2021. – 652 с.
15. Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин. – М.: Недра, 1989. – 214 с.
16. Чоловский И.П., Иванова М.М., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология. – М.: Недра, 2000. – 414 с.
17. Юшков И.Р., Хижняк Г.П., Илюшин П.Ю. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. – Пермь: Издательство ПНИПУ, 2013. – 177 с.
18. Абдуллаев Р.А., Самойлов В.Р. Геологическое строение и нефтегазоносность баженовской свиты Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции на примере Салымского нефтяного месторождения // «GEONATURE 2018»: сборник научных трудов Международной научно-практической конференции при поддержке международных организаций EAGE, SEG, AAPG (18-21 апреля 2018 года, г. Тюмень). – Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2018. – С. 3-6.
19. Арутюнов Т.В., Поздняк А.Н. Перспективы разработки сланцевой нефти на примере пласта ЮС0 Салымского месторождения // Проблемы раз-работки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. – 2014. – № 1. – С. 203-206.
20. Арутюнов А.А., Арутюнов Т.В. Особенности разработки Салымского нефтяного месторождения (на примере пласта ЮС0) // Фундаментальные и прикладные исследования в России: проблемы и перспективы развития: материалы II Всероссийской научно-практической конференции (19 января 2015 года, г. Ростов-на-Дону). – Ростов-на-Дону: ООО «Приоритет», 2015. – С. 40-52.
21. Атанасова А.С. Измерение температурной зависимости вязкости нефти Салымского месторождения // Сборник научных статей «100-летие советского научного наследия: культурные традиции и современная практика». – Тюмень: ООО «Международный институт», 2017. – С. 254-257.
22. Аширов К.Б. Оценка эффективности солянокислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство. – 1992. – № 7. – С. 28-34.
23. Голубев В.Е. Оценка эффективности разработки пласта АС11 Запад-но-Салымского месторождения // Академический журнал Западной Сибири. – 2019. – Т. 15. – № 3 (80). – С. 23-24.
24. Жингель Ю.М., Леонтьев С.А. Опыт применения инновационных технологий на Салымском месторождении // Интернаука. – 2017. – № 6-1 (10). – С. 60-61.
25. Камкина А.Д. Геолого-геофизическая модель баженовской свиты на примере данных Салымского месторождения // Сборник научных материалов «Четырнадцатая уральская молодёжная научная школа по геофизике» (18-22 марта 2013 года, г. Пермь). – Пермь: Горный институт Уральского отделения Российской академии наук, 2013. – С. 144-147.
26. Мильков Л.В. Методы увеличения нефтеотдачи // Молодой учёный. – 2018. – № 51. – С. 222-224.
27. Кусова Л.Г. Нефтеотдача пласта и пути её увеличения // Вестник студенческой науки кафедры информационных систем и программирования, 2018. – № 3 (6). – С. 97-120.
28. Соловьёва В.Н., Колбунов М.Г. Метод разработки нефтяных месторождений с взаимодействующими объектами // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2012. – № 2 (февраль). – С. 62-69.
29. Тухтеев Р.М. Область эффективного применения кислотных обработок обводнённых скважин на месторождениях западного Башкортостана // Нефтепромысловое дело. – 2001. – № 1. – С. 28-31.
30. ОАО «Газпром». «Регламент составления проектных документов по разработке газовых и газоконденсатных месторождений». Москва, 1999.
31. Инструкция по маркшейдерским и топографо-геодезическим работам в нефтяной и газовой промышленности. РД 39-117-91. Москва, 1992.
32. Инструкция по экологическому обоснованию хозяйственной и иной деятельности. Утв. Приказом Минприроды России от 29.12.1995 г. № 539.
33. ГОСТ 12.0.003-74 ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация.
34. ГОСТ 12.1.007-76. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности (с Изменениями № 1, 2).
35. ГОСТ 12.1.030-81. Электробезопасность. Защитное заземление и зануление.
36. ГОСТ 12.2.049-80 ССБТ. Оборудование производственное. Общие эргономические требования.
37. ГОСТ 12.4.113-82 ССБТ. Работы учебные лабораторные. Общие требования безопасности.
38. ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности.
39. ГОСТ 12.1.045-84 ССБТ. Электростатические поля. Допустимые уровни на рабочих местах и требования к проведению контроля.
40. ГОСТ 17.4.3.04-85. Охрана природы Почвы. Общие требования к контролю и охране от загрязнения.
41. ГОСТ 12.1.005-88* ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.
42. ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования.
43. ГОСТ 12.2 003-91 ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности.
44. ГОСТ 5133.19-99. Электрооборудование взрывозащищенное (Взрывопожароопасность веществ и материалов).
45. Р 2.2.2006-05. Руководство по гигиенической оценке факторов рабочей среды и трудового процесса. Критерии и классификация условий труда.
46. ГН 2.2.5.1313-03 Гигиенические нормативы. Предельно-допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в атмосферном воздухе рабочей зоны. Минздрав РФ. М., 2003.
47. ГН 2.1.6.1338-03. Гигиенические нормативы. Предельно-допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в атмосферном воздухе населённых мест. Минздрав РФ. М., 2003.
48. ГН 2.2.5.1314-03. Ориентировочные безопасные уровни воздействия вредных веществ в воздухе рабочей зоны.
49. ГН 2.1.6.1339-03. Ориентировочные безопасные уровни воздействия вредных веществ в атмосферном воздухе населенных мест.
50. СНиП 41-01-03. Отопление, вентиляция и кондиционирование.
51. СанПиН 2.2.4.548-96. Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений.

Весь текст будет доступен после покупки