Повышение эффективности нефтеотдачи путём использования гидроразрыва пласта на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении.

Введение 6
1. Геолого-физическая характеристика месторождения 7
1.1 Общие сведения о месторождении 7
1.2. Геолого-физическая характеристика месторождения 9
1.2.1. Стратиграфия 9
1.2.2 Тектоническое строение месторождения 13
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных горизонтов 15
1.4 Физико-химические свойства нефти, газа, воды 18
1.4.1 Свойства и состав нефти и попутного газа 18
1.4.2 Свойства и состав пластовой воды 21
1.5 Запасы нефти, газа, КИН 21
2. Характеристика состояния системы разработки нефтяного месторождения 24
2.1 Характеристика текущего состояния разработки Верхнечонского месторождения 24
2.2 Текущее состояние фонда скважин 26
2.3 Анализ эффективности применяемых методов повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов 29
3. Технологическая часть 35
3.1 Анализ проведенных операций гидравлического разрыва пласта на скважинах Верхнечонского месторождения 35
3.2 Техническое решение для скважины №1177 40
3.3 Техническое решение для скважины № 3198 43
3.3.1 Сравнение эффекта утвержденного ГРП с эффектом от предложенного варианта 46
3.4 Оборудование и материалы, применяемые для проведения гидравлического разрыва пласта на Верхнечонском месторождении 54
4. Экономические показатели предложенных технологических решений 60
4.1 Расчет экономической эффективности для скважины №1177 60
4.2 Расчет экономической эффективности для скважины №3198 61
4.2.1 Расчет годового прироста добычи нефти 61
4.2.2 Расчет себестоимости продукции 63
4.2.3 Расчет годового экономического эффекта 71
5. Мероприятия по обеспечению безопасности жизнедеятельности и охраны окружающей среды 75
5.1 Основные опасные и вредные производственные факторы на Верхнечонском месторождении 75
5.2 Средства индивидуальной защиты 77
5.3 Меры безопасности при проведении гидравлического разрыва пласта 78
5.4 Пожарная безопасность и электробезопасность 84
5.5 Экологическая характеристика Верхнечонского месторождения и природоохранные мероприятия 86
Заключение 90
Список использованных источников 91
Приложение А - Тектоническая схема района работ 93
Приложение Б - Схема разломов и границ залегания пластов на Верхнечонском месторождении 94
Приложение В – Схема размещения оборудования при проведении гидроразрыва пласта 95

Весь текст будет доступен после покупки

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам составляет от 25 до 40 %.
Методы извлечения остаточных запасов нефти могут применяться в виде различных модификаций. Они сопровождаются сложнейшими физико-химическими, газодинамическими, микробиологическими, гравитационно-сейсмическими процессами, большим риском получения неоптимальных результатов и требуют широких всесторонних исследований и промысловых испытаний, прежде чем их промышленно применять, следовательно, на данный момент актуально будет рассматривать механические проверенные методы увеличения нефтеотдачи.
Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих пласты, и увеличения темпов отбора нефти из них, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Гидравлический разрыв может быть определен как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. В результате ГРП кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины.
В настоящее время в разработку, на месторождениях компании ПАО “Верхнечонскнефтегаз”, широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Геолого-физическая характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Катангском районе Иркутской области. Районный центр-поселок Ербогачен находится в 100 км северо-западнее месторождении, 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. Обзорная карта района работ с указанием трассы ВСТО приведена на рисунке 1.1.
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. 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.
В качестве источников энергоснабжения при проведении буровых работ на месторождении используются дизельные станции внутреннего сгорания.
Верхнечонское месторождение расположено в пределах Средне-Сибирского плоскогорья и представляет собой слабовсхолмленную равнину с относительными превышениями 120-150 м, абсолютные отметки колеблются от 320 до 470 м. В субмеридиональном направлении территорию месторождения пересекает р. Чона с ее многочисленными притоками, из которых по площади месторождения протекают: Нельтошка, Вирая, Модчалун, Игняли. Наряду с реками в районе месторождения имеются озера, старицы и болота. Озера большей частью пойменные и термокарстовые, развитые на плоских вершинах водоразделов и пологих склонах. Болота распространены по долинам рек и ручьев, относятся к типу надмерзлотных. Техническое водоснабжение месторождения может осуществляться из специальных водозаборных скважин. Для питьевого водоснабжения могут использоваться воды четвертичных и верхоленских отложений.

Весь текст будет доступен после покупки

1. В.Н. Васильевский, А.И. Петров. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. Москва. Недра 1989 г. 149 с.
2. Гнездов, A.B. О точности расчетов параметров трещин пригидроразрывепласта Текст. / A.B. Гнездов // Горный информационно-аналитический бюллетень. М.: Государственный горный университет. - 2010. -№ 3. - С. 95-97.
3. ГОСТ 12.1.005-88 "Воздух рабочей зоны", 1988г.
4. ГОСТ 17.1.3.12-86 «Общие правила охраны вод от загрязнения при бурении и добыче нефти и газа на суше», 1986г.
5. Дополнение к технологической схеме разработки Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения (Книга 1,2), УДК 622.276.1/4 571, учетный № 92/М, г.Тюмень, «ТННЦ», 2011г., с.450.
6. Иванов Р.Г. Проведение мини-ГРП в Западной Сибири//"Время колтюбинга. Время ГРП" – 2013г. - №29 – с.15-21;
7. Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта, Москва: ВНИИОЭНГ, 1998-40с.
8. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. Москва. Недра. 1999 г.
9. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела.-Москва-Ижевск: институт компьютерных исследований; Удмуртский Университет. 2004, 720 с.
10. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Методы повышения производительности скважин. Самара: Кн. изд-во, 1996. 414 с.
11. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение НТП в нефтяной промышленности. РД 39-01 / 06-0001-89. 48 с.

Весь текст будет доступен после покупки