Повышение эффективности разработки месторождений Харампурской группы с применением гидроразрыва пласта

Введение 10
1 Общие сведения о месторождениях Харампурской группы 11
1.1 Общая характеристика месторождений 11
1.2 Геолого-геофизическая характеристика продуктивных пластов месторождений Харампурского региона 13
1.2.1 Южно-Харампурское месторождение………………………….…..14
1.2.2 Северо-Харампурское месторождение……………………………..15
1.2.3 Фестивальное месторождение……………………………………....16
1.2.4 Тарасовское месторождение………………………………………...17
1.3 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и конденсата месторождений Харампурского региона 19
1.3.1 Южно-Харампурское и Северо-Харампурское месторождения….19
1.3.2 Фестивальное месторождение……………………………………….20
1.3.3 Тарасовское месторождение………………………………………...20
1.4 Состояние разработки и запасы углеводородов месторождений Харампурского региона…………………………………………………………20
1.4.1 Южно-Харампурское месторождение………………………………20
1.4.2 Северо-Харампурское месторождение……………………………...21
1.4.3 Фестивальное месторождение……………………………………….21
1.4.4 Тарасовское месторождение………………………………………...22
2 Технологический процесс гидравлического разрыва пласта и план его проведения 23
2.1 Исследование скважины после гидравлического разрыва пласта 25
2.2 Совершенствование технологий гидравлического разрыва пласта…25
2.3 Методика расчета основных параметров гидравлического разрыва пласта……………………………………………………………………………..26
3 Проведение гидравлического разрыва пласта на месторождениях Харам-пурского региона……………………………..………………………………….30
3.1 Эффективность применения гидравлического разрыва пласта на фонде скважин месторождений Харампурского региона……………………..……...30
3.1.1 Гидравлический разрыв пласта на Южно-Харампурском
месторождении…………………………………………………………………..32
3.1.2 Гидравлический разрыв пласта на Северо-Харампурском
месторождении…………………………………………………………………..32
3.1.3 Гидравлический разрыв пласта на Фестивальном месторождении……………………………………………………………...…...33
3.1.4 Гидравлический разрыв пласта на Тарасовском
месторождении…………………………………………………………………..33
3.2 Особенности гидравлического разрыва пласта Туронских отложений...33
4 Повышение эффективности разработки месторождений Харампурской группы с применением гидравлического разрыва пласта 36
4.1 Проведение гидравлического разрыва пласта в горизонтальных
скважинах…...........................................................................................................36
4.2 Проведение гидравлического разрыва пласта на высокообводнённом фонде скважин………………………………………………………………….42
4.3 Анализ влияния кольматации околоскважинных зон, погрешностей определения пластового давления на эффективность проведения операций гидравлического разрыва пла-ста…………………………………………………44
4.4 Основы подбора скважин для проведения операций гидравлического разрыва пласта с учётом выработки запасов пластов………………………45
4.5 Влияние различных факторов на эффективность проведения гидравлического разрыва пласта………………………………………………………..47
4.5.1 Анализ эффективности проведения операций гидравлического разрыва пласта на северной части Тарасовского месторождения………………..…47
4.5.2 Влияние геометрии трещин на эффективность проведения операций гидравлического разрыва пласта……………………………………….…….48
4.5.3 Влияние несовместимости пластовой и закачиваемой вод
на эффективность проведения операций гидравлического разрыва пласта…49
4.5.4 Влияние засорения пластов жидкостями гидравлического разрыва пласта……………………………………………….……………………………50
5 Экономическая часть…………………………………………………………52
5.1 Расчет экономического эффекта от внедрения проектируемого мероприятия 54
6 Безопасность и экологичность……………………………………………….60
6.1 Анализ состояния промышленной безопасности в нефтегазовой отрасли……………………………………………………………………………60
6.2 Анализ опасных и вредных факторов .…61
6.3 Производственная безопасность 62
6.3.1 Общие положения 62
6.3.2 Техника безопасности. Защита от механических травм 63
6.3.3 Микроклимат на рабочем месте 63
6.3.4 Химическая безопасность ..64
6.3.5 Шум и вибрация.Защита от механических и акустических колебаний ..64
6.3.6 Лазерная безопасность 65
6.3.7 Электромагнитные поля…………………………………………..…66
6.3.8 Опасность поражения электрическим током. Электробезопасность..66
6.3.9 Эксплуатация грузоподъемных и транспортирующих машин, а так же сосудов (систем), работающих под давлением…………………………….67
6.3.10 Производственное освещение……………………………………….68
6.3.11 Требования пожарной безопасности………………………………..68
6.3.12 Эргономика…………………………………………………………...69
6.3.13 Средства индивидуальной защиты работающих…………………..69
6.4 Экологическая безопасность 71
6.4.1 Охрана атмосферы 71
6.4.2 Охрана литосферы 73
6.4.3 Охрана гидросферы 74
6.4.4 Планы природоохранных мероприятий 75
6.5 Мероприятия по защите в чрезвычайных ситуациях 76
6.6 Разработка мероприятий по предотвращению воздействия опасных факторов от оборудования, работающего под давлением 77
Заключение 79
Список использованных источников 80

Весь текст будет доступен после покупки

Сегодня наблюдается снижение эффективности добычи нефти и рост обводненности продукции вследствие того, что большая часть нефтяных месторождений находится на поздней стадии разработки.
Также разработка подобных коллекторов осложняется опережающим заводнением высокопроницаемых пластов, наличием низкопроницаемых коллекторов и коллекторов разных проницаемостей, которые исключаются из разработки, и, как итог, имеют снижение общего коэффициента продуктивности скважины.
На таких месторождениях проводятся мероприятия по повышению эффективности нефтеотдачи путем включения в разработку низкопроницае-мых пластов и одним из наиболее эффективных и основных методов по увеличению производительности скважин и является гидроразрыв пласта (ГРП).
Харампурская группа нефтегазоконденсатных месторождений вклю-чает Южно-Харампурское, Северо-Харампурское, Фестивальное и Тарасов-ское месторождения. Она была открыта в 1979г, а введена в разработку в 1990г. Расположена в юго-восточной части Ямало-Ненецкого автономного округа, в 660 км восточнее города.Салехард и в 200 км от поселения Тарко-Сале.
Особенность Харампруской группы месторождений – газовые залежи Туронских отложений, в которых находится более 1 трлн м3 газа и позволяет рассматривать их как перспективные источники углеводородов.
В настоящее время ведется добыча нефти в северной и южной части Харампурского месторождения. По туронскому газу промышленная до-быча в настоящее время не ведется, но Харампурское месторождение стало одним из первых опытных исследований по разработке низкопроницаемых коллекторов Туронских отложений.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Общие сведения о месторождениях Харампурской группы

1.1 Общая характеристика месторождений

Харампурская группа нефтегазоконденсатных месторождений адми-нистративно расположена в юго-восточной части Ямало-Ненецкого автономного округа, в 660 км восточнее города Салехард; была открыта в 1979 году. Обзорная карта Харампурского месторождения представлена на рисунке 1.1.


Рисунок 1.1 – Обзорная карта Харампурского месторождения

Право пользования недрами месторождения с целью добычи углево-дородного сырья принадлежит компании ООО «Харампурнефтегаз», которая является совместным предприятием ПАО «НК Роснефть» и British Petroleum.
Ближайшие месторождения, находящиеся в промышленной эксплуа-тации: Тарасовское, Тэрельское, Равнинное, Холмистое, Южно-Таркосалинское, Ванское.
Крупных населенных пунктов на площади месторождения нет. Бли-жайшим населенным пунктом является город Тарко-Сале, который находится в 200 км от месторождения и имеет собственный аэропорт для организации перевозки сотрудников и грузов на месторождение. В городе не сильно развита инфраструктура, но несмотря на это там имеются продовольственные базы, торговые центры, сетевые магазины.
Ландшафт территории месторождения – северная тайга с преоблада-нием лесотундровых и безлесовых участков. Большая площадь сильно заозеренно и заболочена. Присутствуют плоские и выпукло-бугристые торфянники с мощностью торфа более 2 м. Одна из самых крупных рек на территории – Таз. Рельеф местности Харампурского региона равнинный (преобладающие высоты 50-70 м, реже выше). На территории месторождения распространены многолетнемерзлые породы.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Куликов А. Н. Разработка и совершенствование методов борьбы с опережающим обводнением нефтяных скважин. // Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. – Москва, 2018. – 352 с.
2. Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. Научные основы разработки нефтяных месторождений. Москва-Ижевск : Ин-т компьютерных исследований, 2004. ? 416 с.
3. Мажник В. И., Лешкович Н. М. Анализ текущего состояния раз-работки Ванкорского нефтегазоконденсатного месторождения. //Отраслевые научные и прикладные исследования: Науки о земле. – 2018. –с. 72-98.
4. Антониади Д.Г., Савенок О.В., Шостак Н.А. Теоретические основы разработки нефтяных и газовых месторождений : учебное пособие. – Краснодар : ООО «Просвещение-Юг», 2011. – 203 с.
5. Дополнение к Технологической схеме разработки Ванкорского месторождения, 2009. – с. 20-26
6. Исмагилов Т.А. Применение потокоотклоняющих технологий с учетом механизма обводнения продукции скважин. // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 11. – с. 56-59.
7. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: учеб.для вузов. – М.: Недра, 1990. – 427 с.
8. Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1989. – 480 с.
9. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб.для вузов. ? 2-е изд., перераб. и доп. - М. : ОАО "Издательство "Недра", 1998. ? 365 с.
10. Иванова М.М., Тимофеев В.А., Брагин Ю.И. Особенность экс-плуатации залежей нефти при заводнении. Cерия “Нефтепромысловое дело» : обзор.информ. / ВНИИОЭНГ. ? М., – 1980. - с. 63.
11. Калганов В.И., Сургучев М.Л., Сазонов Б.Ф. Обводнение нефтяных скважин и пластов. – М. : Недра, 1965. – 263 с.
12. Лысенков Е.А. Предупреждение раннего обводнения скважин // Нефтяное хозяйство. ? 2004. ? № 1. ? с. 61-63.
13. Газизов А.Ш., Газизов А.А., «Повышение эффективности разра-ботки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах» – Недра – бизнесцентр, 1999
14. Христианович С. А., Коваленко Ю. Ф., «О повышении нефтеот-дачи нефтяных пластов» – Нефтяное хозяйство, №10, 1988
15. Утегалиев С. А., Дузбаев С. К., « Физико-химические МУН – высокоэффективные средства доизвлечения остаточной нефти» - ОАО «Казмунайгаз», 2005
16. Вертухайте А.В., Давыдов М.Н., «Инновация гелеобразующих технологий» – автореферат диссертация, Казань, 2006.

Весь текст будет доступен после покупки