ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГРП НА ПРИОБСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Введение 6
1 Геологическая часть 7
1.1 Географическая характеристика района работ 7
1.2 Краткая геологическая характеристика месторождения 8
1.3 Характеристика продуктивных пластов 11
1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов 14
2 Технико-технологическая часть 17
2.1 Анализ состояния разработки месторождения 17
2.2 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации 21
2.3 Сравнение проектных и фактических показателей разработки 24
3 Специальная часть 28
3.1 Анализ применения ГТМ на Приобском месторождении 28
3.2 Анализ применения ГРП на Приобском месторождении 30
3.3 Мероприятия по повышению эффективности ГРП 36
3.4 Расчет основных характеристик гидроразрыва пласта АС12 Приобского нефтяного месторождения 38
4 Охрана труда и окружающей среды 43
4.1 Охрана труда 43
4.2 Охрана окружающей среды 44
Заключение 47
Библиографический список 48

Весь текст будет доступен после покупки

Гидравлический разрыв пласта является наиболее распространенным методом для увеличения добычи нефти из низкопроницаемых и слабодренируемых пластов. Этот метод считается основным во многих регионах и способствует значительному увеличению дебита скважины, делая ее более рентабельной.

Для достижения этой цели, в ходе операций по интенсификации дренируемых запасов применяются такие меры, как введение дополнительных залежей, низкопроницаемых коллекторов и нетрадиционных запасов в процесс разработки, а также различные методы повышения коэффициента нефтеотдачи. Эти меры не только способствуют увеличению дебита скважины, но и приносят существенную экономическую выгоду проекту.

Однако, при проведении гидравлического разрыва пласта могут возникать проблемы, связанные с неправильным выбором способа освоения скважины, ошибочным выбором рабочего агента и проппанта. Это может привести к выносу частиц проппанта из трещины, что снижает эффект расклинивания трещины и может привести к сокращению ее проводящей ширины или полному схлопыванию. Это, в свою очередь, затрудняет дальнейшую разработку месторождения и негативно влияет на работоспособность скважинного оборудования.

Таким образом, для успешного проведения гидравлического разрыва пласта необходимо правильно выбирать проппант и грамотно закреплять его в трещине для предотвращения его накопления в стволе скважины и возможных поломок оборудования.

Целью данной работы является разработка рекомендаций по проведению гидравлического разрыва пласта в скважине с использованием RCP-проппанта. В рамках работы планируется выполнить следующие задачи:

1) Анализ научно-технической литературы и публикаций по данной теме с целью выявления сути проблемы и методов ее решения;
2) Анализ состояния разработки Приобского месторождения;
3) Оценка эффективности мероприятий по гидравлическому разрыву пласта с применением проппанта с полимерным покрытием;
4) Расчет основных характеристик гидравлического разрыва.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Геологическая часть
1.1 Географическая характеристика района работ

Ханты-Мансийский автономный округ в Тюменской области Российской Федерации (см. рисунок 1.1) включает в себя южную часть Приобского месторождения. Города Ханты-Мансийск и Нефтеюганск являются ближайшими населенными пунктами.
Южная часть Приобского месторождения пересекает реку Иртыш, которая имеет развитое судоходство. Речной порт в городе Ханты-Мансийск находится недалеко от месторождения.
Месторождение было открыто в 1982 году и начало разрабатываться в 1988 году. Разработка южной части Приобского месторождения началась в 1999 году.
По запасам нефти Приобское месторождение является уникальным. Оно разрабатывается тремя компаниями: ООО "Газпромнефть-Хантос", ПАО НК "Роснефть" и ПАО "Сургутнефтегаз".
Лицензия на разработку южной части Приобского месторождения принадлежит ООО "Газпромнефть-Хантос" и действует до 18.01.2038 года.
Геоморфологически южная часть Приобского месторождения возвышается над Северной Лежбий Тунгуской (СЛТ) на 10-15 метров. Она представлена практически плоской аллювиальной равниной с небольшими речными формами эрозии и аккумуляции. Абсолютные высоты поверхности здесь составляют от 48 до 55 метров.

Рисунок 1.1 - Карта района работ [6]

Весь текст будет доступен после покупки

1. "Оперативныи подсчёт запасов начальных геологических и извлекаемых запасов нефти и растворённого газа по итогам эксплуатационного бурения в 2009 г. На Южнои части Приобского месторождения, " ООО НК "Сибнефть-Югра", Ханты-Мансииск, 2010
2. "Оперативныи подсчёт запасов начальных геологических и извлекаемых запасов нефти и растворённого газа по итогам эксплуатационного бурения в 2010 г. На Южнои части Приобского месторождения». ООО «Нефтяная компания «Сибнефть-Югра»," ООО НК "Сибнефть-Югра", Ханты-Мансииск, 2010
3. "Посчет запасов нефти, растворенного газа и ТЭО КИН Приобского, Верхне- и Средне-Шапшинского нефтяных месторождении," ООО "РН-УфаНИПИнефть", Уфа, 2009
4. "Регламент скважинных исследовании. Часть I. Гидродинамические и технологические исследования скважин (Редакция 3.0)," ОАО "Газпромнефть", Москва-Ноябрьск, 2009
5. "Регламент скважинных исследовании. Часть II. Промыслово-геофизические исследования скважин при контроле разработки месторождении нефти и газа (Редакция 2.0)," ОАО "Газпромнефть", Москва-Ноябрьск, 2009
6. «Дополнение к технологическои схеме разработки Приобского нефтяного месторождения в пределах Южнои лицензионнои территории» [Текст] / (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 6634 от 01.12.2016 г.)
7. «Дополнение к технологическои схеме разработки Южнои части Приобского месторождения» [Текст] / (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 7901 от 05.08.2020 г.)

Весь текст будет доступен после покупки