Оценка технологической эффективности применения метода интенсификации притока жидкости к скважинам с помощью ГРП на юрских отложениях Крапивинского нефтяного месторождения

АННОТАЦИЯ 5
СПИСОК УСЛОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ 6
СОДЕРЖАНИЕ 7
ВВЕДЕНИЕ 9
ГЛАВА 1 АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ КРАПИВИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
14
1.1 Характеристика района работ 14
1.2 История освоения месторождения 17
1.3 Геологическое строение месторождения и залежей 22
1.4 Параметры продуктивных пластов и их неоднородности 29
1.5 Состав и свойства пластовых флюидов 32
1.6 Запасы нефти и растворенного газа 35
ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 1 37
ГЛАВА 2 АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ 39
2.1 Анализ структуры фонда скважин 39
2.2 Характеристика работы добывающих скважин 40
2.3. Характеристика работы нагнетательных скважин 43
ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 2 44
ГЛАВА 3 ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ К СКВАЖИНАМ,
И ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ

47
3.1 Принцип проведения кислотной обработки 47
3.2. Анализ технологии проведения ГРП 48
3.2.1 Зарубежный опыт использования гидроразрыва 48
3.2.2 Применение ГРП на российских месторождениях 59
3.2.3 Жидкости гидроразрыва 66
3.2.4 Расклинивающие материалы и их свойства 70
3.2.5 Технология проведения ГРП 73
3.2.6 Анализ мероприятий по ГРП 75
ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 3 79
ГЛАВА 4 ОСОБЕННОСТИ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП НА КРАПИВИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
80
4.1 Факторы успешности операций ГРП 80
4.2 Выбор скважин 81
4.3 Опыт применения ГРП в ПАО «Газпром нефть» 90
4.4 Анализ эффективности ГРП 100
4.5 Оценка эффективности проведения ГРП 102
ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 4 102
ГЛАВА 5 ОБОСНОВАНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
И ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП
НА КРАПИВИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

105
5.1 Расчета экономической эффективности ГРП на Крапивинском месторождении
105
5.2. Расшифровка затрат по калькуляции на одно ГРП 107
5.3. Расчет показателей ПДН и ЧТС 110
5.4 Экологическая безопасность 114
5.4.1 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 119
5.4.2 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 120
ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 5 121
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 122
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 125
ПРИЛОЖЕНИЯ 133

Весь текст будет доступен после покупки

Актуальность работы
Крапивинское локальное поднятие выявлено в 1966 г. сейсморазведкой МОВ, в поисковое бурение введено в 1969 году. После бурения трех поисковых скважин, выявивших низкопродуктивные нефтеносные пласты Ю12 и Ю13, поисково-разведочные работы на площади с 1970 г. были приостановлены. После проведения в 1980-1982 годах детализационных сейсмических исследований МОГТ, уточнивших строение собственно Крапивинского и выявивших юго-западнее его Западно-Крапивинское поднятие, начался второй этап геологоразведочных работ, подтвердивший промышленную нефтеносность пласта Ю13.
С 1991 г. разведочные работы на месторождении велись для уточнения его геологической модели, повышения категорийности запасов и получения дополнительных геолого-промысловых данных для составления технологической схемы разработки.
Большая продолжительность разведочного этапа объективно связана со сложностью геологического строения месторождения. В частности, временный спад темпов разведочных работ был вызван отрицательными результатами по ряду присводовых разведочных скважин, где не было получено промышленных притоков нефти, а в скважине № 192, более того, был получен приток пластовой воды из основного продуктивного пласта
Ю13-4. Однако последующая корректировка направлений геологоразведочных работ на основе новых представлений о геологической модели месторождения позволила пробурить несколько высокопродуктивных разведочных скважин в северо-западной части месторождения, резко увеличить эффективность работ, прирастить значительное количество запасов нефти, а также значительно поднять оценку перспективности и месторождения в целом.

Весь текст будет доступен после покупки

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ КРАПИВИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Характеристика района работ

Территория Крапивинского месторождения расположена в Каргасокском районе Томской области, и лишь небольшая по площади его юго-западная часть (район скважин №№ 200, 221, 220) входит в состав Омской области Западной Сибири (рисунок 1.1.).
Ближайшие месторождения, находящиеся в разработке
АО «Томскнефть»: Игольско-Таловое нефтяное месторождение (77 км на юго-восток), Западно-Моисеевское (7 км на север), Лесмуровское (11 км на север), Двуреченское (16 км на север), мелкие месторождения – Тагайское (17 км на восток), Карайское (24 км на юго-восток). Ближайшие разведанные и подготовленные к разработке мелкие месторождения Федюшкинское (25 км на юго-восток), Западно-Карайское (10 км на юг).
В орогидрографическом плане Крапивинское месторождение расположено в междуречье рек Крапивная и Ягыл-Ях - правые притоки
р. Васюган, впадающей в крупную водную артерию Западной Сибири – реку Обь. Более мелкие реки района – Большой и Малый Юнкуль – пересекает месторождение в его северной части. Гидрографическая сеть района рек Ягыл-Ях, Крапивная, Большой и Малый Юнкуль не представляет практического интереса для судоходства из-за небольшой ширины и глубины. Наиболее крупная из перечисленных рек в районе р. Ягыл-Ях – достигает ширины 14 м, ее глубина не превышает 2 м. Ранее при освоении Крапивинского месторождения р. Ягыль-Ях использовалась как судоходная река, для доставки грузов и оборудования. После завершения в 2009 г строительства круглогодичной автодороги, необходимость использования реки как судоходной исчезло. Вскрытие рек происходит в конце апреля, ледостав - во второй половине октября.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Проект пробной эксплуатации Крапивинского месторождения - «ТомскНИПИнефть», 2011 г.
2. Технические паспорта скважин Крапивинского месторождения. - ОАО «ТОМСНЕФТЬ» ВНК, 1999-2008 гг.
3. Технологические режимы работы скважин Крапивинского месторождения. ЦДНГ-10.
4. Отчет о производственной деятельности ЦДНГ-10 - ОАО «Томскнефть» ВНК, 1998-2012 гг.
5. Лысенко В.Д. ”Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика” М.Недра, 1997 г.
6. Щуров В.И.“Технология и техника добычи нефти”,М:«Недра», 1983 г.
7. И.Т. Мищенко «Расчеты в добыче нефти». М-«Недра»,1989 г.
8. Е.И. Бухаленко, Ю.Г. Абдулаев «Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования» М-«Недра», 1989 г.
9. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. “Нефтепромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа” - М: Недра, 1997 г.
10. Ю.В. Зайцев. Добыча нефти и газа. М-«Недра», 2000.
11. С.Г. Бабаев Надежность нефтепромыслового оборудования. М- «Недра» 1987 г.
12. В.Г. Крец, В.А. Кольцов, В.Г. Лукьянов «Нефтегазопромысловое оборудование» Комплект каталогов, Томск,1997 г.
13. Адонин А.Н. Выбор способов добычи нефти. - М.: Недра, 1971. – 184.
14. Гавура А.В., Багаутдинов А.К., Ильин Н.Н. Авторский надзор за разработкой месторождений НГДУ «СН», 1999 г.
15. Дизайн скважины №537 куст 7 Крапивинского н. м. ОАО «Томскнефть» ВНК, 2010 г.

Весь текст будет доступен после покупки