Совершенствование системы разработки Северо - Тарасовского месторождения с применением гидравлического разрыва пласта

Введение 9
1. Общие сведения о месторождении 10
2 Геолого - физическая характеристика месторождения 14
2.1 Геологическое строение месторождения и залежей 14
2.2 Тектоника 23
2.3 Гидрогеологическая характеристика 30
2.4 Физико–гидродинамическая характеристика продуктивных пластов. 31
2.5 Свойства и состав пластовых флюидов 40
2.6 Запасы нефти 43
3 Применение гидроразрыва пласта на Северо-Тарасовском месторождении 44
3.1 Основы подбора скважин для проведения операций ГРП с учётом выработки запасов пластов 48
3.2 Анализ проведения операций ГРП в северной и центральной частях Северо-Тарасовского месторождения. 50
4. Расчет экономической части 56
4.1 Определение прироста выручки предприятия благодаря проведению ГТМ 56
4.2 Определение эксплуатационных затрат 56
4.3 Расчёт капитальных затрат 58
4.4 Расчёт прибыли от ГТМ 58
5 Безопасность и экологичность……………………………………………. 60
5.1 Анализ состояния промышленной безопасности…………………… 60
5.2 Анализ опасных и вредных факторов……………………………….. 62
5.3 Производственная безопасность…………………………………….. 64
5.3.1 Микроклимат на рабочем месте………………………………. 64
5.3.2 Производственное освещение…………………………………. 65
5.3.3 Шум и вибрация………………………………………………… 66
5.3.4 Опасность поражения электрическим током…………………. 66
5.3.5 Электрические и электромагнитные поля, средства защиты… 67
5.3.6 Факторы производственного процесса………………………… 68
5.3.7 Техника безопасности…………………………………………... 68
5.3.8 Обеспечение пожарной безопасности………………………… 69
5.3.9 Средства индивидуальной защиты рабочих………………….. 70
5.4 Экологическая безопасность………………………………………… 71
5.4.1 Экологическая обстановка в районе расположения Баракаевского месторождения………………………………………..
71
5.4.2 Охрана атмосферы………………………………………………. 71
5.4.3 Охрана гидросферы……………………………………………... 72
5.4.4 Охрана земель и почв…………………………………………… 73
5.4.5 Мероприятия по охране недр в процессе эксплуатации скважин………………………………………………………………….
74
Заключение 75
Список использованных источников 76

Весь текст будет доступен после покупки

Гидравлический разрыв пласта – метод интенсификации добычи нефти, получивший большое применение в Западной Сибири. В большинстве своем данное геолого – техническое мероприятие даёт положительные результаты. Но стоит отметить, что эффективность гидравлического разрыва пласта в первую очередь зависит от геолого – физических характеристик пластов.
В связи с тем, что число скважин – кандидатов для проведения гидроразрыва пласта на старых месторождениях постоянно снижается, насущным является вопрос подбора скважин – кандидатов для проведения гидроразрыва пласта на залежах с низких пластовым давлением и объектах с высокой глинистостью.
Следует учесть, что нынешний способ определения пластового давления не всегда может дать правильный результат на скважинах с засорёнными призабойными зонами. По этой причине большинство потенциальных скважин – кандидатов для проведения ГРП попросту отсеивается. Поэтому предлагается выбирать скважины для проведения гидроразрыва пласта, не смотря на низкие пластовые давления, при этом делать акцент на выработку запасов.
При выборе объектов для проведения гидравлического разрыва пласта необходимо исходить из величины оставшихся запасов нефти, её качества, обводнённости добываемой продукции залежи и наличия благоприятных физических свойств коллекторов.
В России большое число месторождений находится на поздней стадии разработки. Необходим ввод современных технологий в разработку и эксплуатацию нефтяных и газовых месторождений. Благодаря этим технологиям возможно осуществить доизвлечение огромного количества углеводородного сырья на старых месторождениях или даже повторный ввод месторождений, которые уже не эксплуатируются, в повторную разработку.

Весь текст будет доступен после покупки

Общие сведения о месторождении

В административном отношении Северо-Тарасовское месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшими населенными пунктами являются: районный центр - пос. Тарко-Сале, расположенный в 36 км севернее месторождения, поселок Пурпе и г. Губкинский, расположенные, соответственно, в 35 и 45 км западнее, г. Ноябрьск - в 180 км юго-западнее (рисунок 1.1).
Северо-Тарасовское месторождение введено в промышленную эксплуатацию в сентябре 1992 г. разведочной скважиной № 265Р. В 1993 г. пробурена еще одна скважина № 29.
Наибольший объём эксплуатационного бурения пришёлся на 1994 г., было введено в эксплуатацию 19 добывающих скважин. В 2005 г. пробурена и введена в эксплуатацию добывающая скважина-дублер № 89ВН2, в 2007 г. – добывающие скважины-дублеры № 7ВН2 и № 28ВН2.
соответственно Скважины №№ 15, 20, 25, 31 отдельные куста 2 пробурены с районе изменением учетом конструкции. Отличием физическая технологии сыщенная является то, что заканчивание толща скважин тонкими производилось с применением данных хвостовиков с током щелевыми фильтрами (дистанционного без работает цементажа). Эта технология феврале дала значения значительное увеличение углеводороды дебитов по мною сравнению с традиционным коэффициент заканчиванием западном скважин (спуск и более цементирование пласта обсадной колонны до спор забоя).
На выработки месторождении пробурено 82 фораминифер эксплуатационных тарасовского скважин (скважина № 265основной Р тектоническим переведена в эксплуатационный нефть фонд из результатам разведочных). Две намеченные в скважины технологической отражающему схеме скважины (№№ 72, 81) не отклонение пробурены, так как по пределах результатам бурения основании эксплуатационных установлен скважин они оказались бы за устройства пределами строительство контура нефтеносности. позволит Проектный целью фонд практически залегающих реализован.
По следует состоянию на 01.01.2025 г. нефтеносность добывающий отложений фонд составляет 80 существенная скважин (36 набуханию действующих (46 % добывающего проницаемая фонда), 1 в отбор бездействии, 21 консервации (26 %), 9 концентрации пьезометрических (11 %) и 13 атлымская скважин переведено под условиях закачку (16 %). В запасы нагнетательном фонде блок числится 2 коэффициента скважины и из добывающих людей переведены под вскрывшей закачку 13 скважин: 12 осложненную действующих, 3 в частого консервации.
В действующем представляет добывающем разрезе фонде 22 скважины (61 % от вредных общего времени фонда) оборудованы ЭЦН, 13 вскрытая скважин (36 %) основании оборудованы штанговыми месторождения насосами и рисунок одна скважина физическая ведет ступенчатому фонтанный способ доюрские эксплуатации.
В тарасовского добывающем фонде 21 слюды скважина метанол находится в консервации, устройства значительная высоковязкий часть которых запасов почти не разрезе участвовала в добыче, довольно характеризующиеся обеспечение невысоким стартовым продуктивной дебитом и парафинистая быстрым скачкообразным передовым нарастанием эффективным обводненности, из-за форму наличия учитывалась заколонного перетока из одна нижележащего режима водонасыщенного пласта БП11, эффек близости вала нагнетательных скважин или пласт естественным применение подъемом ВНК.
Ближайшими результате месторождениями, части запасы которых искусственное утверждены ГКЗ РФ, растворенный являются: Тарасовское + вибраций Восточно-Тарасовское, этана Усть-Харампурское, которые которое вместе с пласт Северо-Тарасовским месторождением колеблются составляют скважинах единый нефтегазоносный таким комплекс гидроразрыве Айваседапуровского куполовидного прочие поднятия; вышележащим Восточно-Таркосалинское, расположено в 30 км технологий северо-восточнее, вышележащим Западно-Таркосалинское – в 25 км северо-западнее, свиты Губкинское – 40 км тектоника западнее, Еты-Пуровское – 60 км к югу от быть Северо-Тарасовского базальным месторождения. По продуктивному высоту горизонту БП10 позволяет Северо-Тарасовское месторождение в понижении южном рисунок направлении объединяется с целью Тарасовским южном месторождением.

Весь текст будет доступен после покупки

Дополнение к Технологической схеме разработки Тарасовского месторождения» / ООО «РН-УфаНИПИнефть», 2008 г. (протокол ЦКР от 25.12.2008 г. № 4496).
2. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. - М.: Недра, 1992. - 270 с.
3. Афанасьев, И. С. Прогноз геометрии трещины гидроразрыва пласта И. С. Афанасьев, А. Н. Никитин, И. Д. Латыпов, А. М. Хайдар, Г. А. Борисов // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 11. - С. 62-66
4. Бачин, С. И. Доразработка остаточных запасов нефти высокообвод-нённых месторождений с неоднородными коллекторами [Текст]: автореф. дис.канд. техн. наук: 25.00.17 / Бачин Сергей Иванович. - Уфа: УГНТУ, 2008.
5. Джабраилов, А. В. Вывод скважины из бездействия при помощи гидравлического разрыва пласта на Харампурском направлении ООО «Рос-нефть-Пурнефтегаз» А. В. Джабраилов, Т. Ю. Юсифов, И. Д. Латыпов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 8. - С. 58-59
6. Юсифов, Т. Ю. Комплексный подход к проектированию гидрораз-рыва глинистых пластов нефтяных месторождений (на примере БП14 Тара-совского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз») [Текст] / Т. Ю. Юсифов, Р. М. Зизаев, А. В. Колода, А. А. Аскеров // Нефтегазовое дело. - 2012. - № 2. - С. 182-188
7. Юсифов, Т. Ю. Комплексный подход к проектированию гидро-разрыва глинистых пластов нефтяных месторождений (на примере пласта БП14 Тарасовского месторождения ООО «РН - Пурнефтегаз») Т. Ю. Юсифов, Р. М. Зизаев, А. В. Колода [и др.] // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: матер. ХI научн.-практ. конф. - Геленджик, 2011. - С. 77.

Весь текст будет доступен после покупки