Оценка эффективности многостадийного гидравлического разрыва пласта при разработке трудноизвлекаемых запасов на примере Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения

ВВЕДЕНИЕ 6
1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 7
1.1 Общие сведения о месторождении 7
1.2. Геолого-геофизическая характеристика месторождения 10
1.2.1 Стратиграфия 10
1.2.2 Тектоническое строение месторождения 21
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов 26
1.4 Физико-химические свойства нефти, газа, воды 37
1.5 Запасы нефти, газа, КИН 40
1.6 Факторы, осложняющие геологическое строение разреза месторождения 42
2. ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ ВЕРХНЕЧОНСКОГО НГКМ 44
2.1 Анализ текущего состояния разработки месторождения 44
2.2 Сравнение утвержденных и фактический показателей 46
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 49
3.1. Общие сведения о гидравлическом разрыве пласта 50
3.2. Оборудование для применения МГРП 52
3.3. Технология проведения гидроразрыва пласта 55
3.4. Материалы и жидкости для проведения ГРП 57
3.5. Разработка преображенского горизонта 63
3.6. Расчёт параметров гидравлического разрыва пласта 66
3.7. Расчёт прогнозируемых показателей после проведения гидравлического разрыва пласта 72
4. Экономические показатели предложенных технических решений 74
4.1. Исходные данные для расчёта экономических показателей проекта 74
4.2. Выручка от реализации 74
4.3. Эксплуатационные затраты 75
4.4. Производственные расходы 76
4.5. Платежи и налоги 76
4.6. Прибыль от реализации 77
4.7. Расчёт экономических показателей проекта 78
4.7.1. Поток денежной наличности 78
4.7.2. Индекс доходности 79
4.7.3. Период окупаемости вложенных средств 79
4.8. Экономическая оценка проекта 79
5. Мероприятия по обеспечению безопасности жизнедеятельности и охраны окружающей среды 81
5.1. Системный анализ опасных и вредных производственных факторов при проведении работ 81
5.2. Оценка рисков при производстве работ и организация работ при охране труда 84
5.3. Пожарная безопасность 88
5.4. Охрана окружающей среды 91
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 96
Список использованной литературы 97
Приложение А – Обзорная схема Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения 98
Приложение Б – Стратиграфическая модель нижнекембрийских отложений 99
Приложение В – Схема расположения блоков преображенского горизонта 100
Приложение Г – Типовая проводка ГС на Пр 101

Весь текст будет доступен после покупки

Сегодня большой интерес к трудноизвлекаемым запасам нефтеи? (ТрИЗ) проявляют правительство РФ и крупные нефтедобывающие компании. Из общих балансовых запасов нефти категории А+В+С1, которые в России превышают 18 млрд т, к категории ТрИЗ можно отнести около 12 млрд т или 66%. Очевидно, что столь высокии? процент получается, в том числе, за счет истощения легко извлекаемых запасов «черного золота».
По оценкам Роснедр, степень выработанности разведанных запасов в России достигает 55%, степень разведанности начальных суммарных запасов – 46%, таким образом, в России запасы нефти одни из самых больших в мире [13]. Необходимость вовлечения в разработку месторождении? с запасами худшего качества является одной? из приоритетных задач для компенсации снижения добычи. Вследствие чего, вопрос добычи трудноизвлекаемых нефтеи? становится все более актуальным. Ранее их слабое освоение обуславливалось, в основном, низкои? экономической? эффективностью, либо отсутствием инфраструктуры и необходимых технологии?.
Одним из наиболее подходящих для рассматриваемого месторождения способов физико-химического воздействия на призабойную зону является гидравлический разрыв пласта. Этот способ используется в пластах, представленных твердыми, плотными породами (песчаники, известняки, доломиты и т.д.) с низкой проницаемостью.
Гидравлический разрыв, воздействуя на пласты и призабойную зону, повышает производительность скважин, одновременно ускоряет отбор нефти и увеличивает нефтеотдачу.
Гидравлический разрыв можно охарактеризовать как физический процесс, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в скважину смеси ГРП. После разрыва давление смеси способствует увеличению трещины, обеспечивая ее связь с системой естественных, природных трещин, не вскрытых скважиной, а также с зонами повышенной проницаемости, расширяя, таким образом площадь дренажа скважины и способствуя значительному увеличению ее дебита. Метод гидроразрыва пласта широко применяется как в России, так и зарубежом с постоянным совершенствованием оборудования, смеси и самого процесса, что обуславливает актуальность данной работы.
Однако, при проведении ГРП необходимо учитывать геологические особенности месторождения, поскольку неправильный подбор оборудования или проппанта может привести к непредвиденным последствиям. Например, использование не того вида пропаннта на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении привело к активному выносу проппанта.
Поэтому подбор оптимального проппанта, а также оборудования для осуществления ГРП, имеет большое теоретическое значение: на его основе можно изучить особенности процесса проведения МГРП на ВЧНГКМ.

Весь текст будет доступен после покупки

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Общие сведения о месторождении

Акционерное общество «Верхнечонскнефтегаз» (ВЧНГ) ведет разработку Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения, одного из крупнейших в Восточной Сибири, которое расположено в Катангском районе Иркутской области, в верхнем течении реки Чона, в 1 100 км от областного центра – г. Иркутска.
Месторождение открыто в 1978 году, название получило по реке Чоне. С 2005 года осваивалось в режиме опытно-промышленной эксплуатации, в октябре 2008 года подключено к магистральному нефтепроводу «Восточная Сибирь – Тихий океан» (до окончания его строительства нефть с ВЧНГКМ шла по трубопроводу в реверсном режиме, на запад), тогда же месторождение было введено в промышленную эксплуатацию [3].
В административном отношении Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Катангском районе Иркутской области. Районный центр-поселок Ербогачен находится в 100 км северо-западнее месторождения, село Преображенка – в 50 км к западу. Наиболее крупные населенные пункты: г. Киренск – в 250 км юго-восточнее, г. Усть-Кут в 420 км юго-западнее от Верхнечонского месторождения.
Район слабо заселен и освоен, местность покрыта труднопроходимой тайгой. Обустроенных автомобильных дорог в районе месторождения до последнего времени не было. В настоящий момент функционирует постоянная автомобильная дорога, соединяющая Верхнечонское и Талаканское месторождения и автодорога соединяющая Верхнечонское и Северо – Даниловское НГКМ. Река Чона несудоходна, река Нижняя Тунгуска судоходна 20-30 дней в паводковый период. Река Лена судоходна от п. Качаг до устья. Ее особое транспортное значение определяется выходом к порту «Осетрово» - г. Усть-Кут, который расположен на Байкало-Амурской железной дороге. Основной объем грузов от г. Усть-Кут до месторождения перевозился автотранспортом по зимнику – расстояние 660 км. В летнее время грузы доставлялись водным транспортом по р. Лена от Усть-Кута до Витима – расстояние 741, автотранспортом от Витима до Р-111 – расстояние 246 км. Основные маршруты доставки грузов представлены на рисунке 1.1. Верхнечонское месторождение приурочено к центру Непского свода Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, расположено в пределах Среднеcибирского плоскогорья и представляет собой слабовсхолмленную равнину с относительными превышениями 120-150 м, абсолютные отметки колеблются от 320 до 470 м.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Методические указания по выполнению выпускной квалификационной работы для студентов очной и заочной форм обучения направления подготовки бакалавров 21.03.01 - «Нефтегазовое дело», профиля - Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти.
2. СТО ИРНИТУ 005-2015 – Оформление курсовых проектов (работ) и выпускных квалификационных работ технических специальностей.
3. Малков, Д.С. Гидрогеологические условия нефтегазоносности Верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторождения / Д.С. Малков // Интерэкспо Гео-Сибирь. - 2010. - Т.2. - №1. - С. 18-22.
4. Шемин, Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина) / Г.Г. Шемин. - Новосибирск: СО РАН, 2007. - 467 с.
5. Венд-кембрийский соленосный бассейн Сибирской платформы (Стратиграфия, история развития) / Н. В. Мельников: Мин-во природ. ресурсов РФ, Сиб. науч.-исслед. ин-т геологии, геофизики и минерального сырья. – Новосибирск: Издательство СО РАН, 2009. – 148 с.
6. Отчет по подсчету запасов нефти и газа Верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторождения / В. Л. Неустроев и др. - Иркут.: ГГП «Востсибнефтегеология», 1994. - 256 с.
7. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: учеб. для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998. - 365 с.
8. Шемин, Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина) / Г.Г. Шемин. - Новосибирск: СО РАН, 2007. - 467 с.
9. Дженнингс А. Применение гидравлического разрыва пласта/ Перевод с английского: Денис Малахов, Центр переподготовки специалистов нефтегазового дела - 2003. - 10-14 с.
10. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта / П.М. Усачев – М.: Недра, 1986г. - 168 с.

Весь текст будет доступен после покупки