Совершенствование технологии и анализ эффективности ГРП по скважинам Конитлорского месторождения

ВВЕДЕНИЕ 8
СПИСОК ПРИМЕНЯЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ 10
1.1 Характеристика района работ 12
1.2 Геолого-стратиграфическая характеристика Конитлорского месторождения 13
1.3 Характеристика продуктивного пласта 20
1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды 25
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 30
2. Технологическая часть 31
2.1. Принцип разработки Конитлорского месторождения 31
2.2. Анализ структуры фонда скважин по пласту БС10 и показателей их эксплуатации 34
2.3. Сравнение проектных и фактических показателей 40
3.4. Динамика основных показателей разработки 41
2.5. Контроль и регулирование процесса разработки 43
2.6 Методы повышения нефтеотдачи пластов и капитальный ремонт скважин 46
2.7. Анализ эффективности геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи 49
2.8 Основные задачи проведения гидравлического разрыва пласта 54
2.9 Подготовка к ГРП 56
2.9.1 Выбор скважин или участков скважин для гидравлического разрыва пласта 56
2.9.2 Проектирование технологии выполнения ГРП 57
2.9.3 Подготовка скважины к гидроразрыву пласта 59
2.9.4 Технология проведения гидроразрыва пласта СУПНП и КРС 60
2.9.5 Расчет основных параметров при ГРП 66
2.9.6 Заключительные работы после ГРП, контроль работы скважины и вывод ее на режим 69
2.10 Анализ результатов применения ГРП в скважинах пласта БС10 Конитлорского месторождения 70
2.11 Предложение по адаптации технологии ГРП к условиям пласта БС10 Конитлорского месторождения 77
2.10.1 Результаты проведения селективного ГРП на скважинах пласта БС10 Конитлорского месторождения 78
3 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 80
3 Техническая часть 81
3.1. Конструкция типовой скважины 81
3.2 Способы эксплуатации скважин Конитлорского месторождения 82
3.3 Установка погружного центробежного электронасоса 84
3.3.1 Центробежный насос 85
3.3.2 Спускной и обратный клапаны 87
3.3.3 Погружной электродвигатель 88
3.3.4 Газосепараторы и диспергаторы 89
3.3.5 Гидрозащита 91
3.4 Установки штанговых насосов 93
3.5 Оборудование, применяемое для ГРП 94
3.5.1 Насосный агрегат 96
3.5.2 Пескосместительный агрегат и песковоз 97
3.5.3 Автоцистерны 99
3.5.4 Блок манифольда 100
3.5.5 Задвижка шиберная 102
3.5.6 Крестовина и устьевая головка 103
3.5.7 Станция контроля и управления ГРП 104
3.5.8 Установка для ввода химических добавок 105
3.5.9 НКТ, пакер и якорь 107
4 Безопасность и экологичность 112
4.1 Безопасность и экологичность проекта 112
4.2 Производственная безопасность 112
4.2.1 Анализ вредных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению (производственная санитария) 113
4.2.2 Анализ опасных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению (техника безопасности) 116
4.3 Экологическая безопасность 119
4.4 Безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях 122
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 125
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 127
ПРИЛОЖЕНИЯ 130

Весь текст будет доступен после покупки

ОАО «Сургутнефтегаз» - одно из самых крупнейших нефте-газодобывающих компаний в России, занимающее ведущее место среди предприятий отрасли.
Не смотря на то, что сейчас большинство месторождений с высокопродуктивными свойствами находятся на завершающей стадии разработки, темпы добычи нефти ОАО «Сургутнефтегаз» не падают, потому что в разработку начинают вводиться сложные малопродуктивные месторождения с трудноизвлекаемыми запасами.
Одним из таких является Конитлорское нефтяное месторождение. Конитлорское нефтяное месторождение разрабатывается структурным подразделением НГДУ "Комсомольскнефть" ОАО "Сургутнефтегаз".
Основной объект разработки Конитлорского нефтяного месторождения пласт БС10 характеризуется ухудшенными коллекторскими свойствами, большим показателем неоднородности, высоким содержанием парафина, смол, сероводорода, большим газовым фактором.
Поэтому для стабильного уровня добычи нефти на Конитлорском нефтяном месторождении с самого начала разбуривания и разработки начиналось активное внедрение новых технологий, направленных на повышение качества строительства скважин и увеличения добычи нефти.
Основная роль в достижении дополнительной добычи нефти на уровне 22-23 млн. тонн в год и сохранения его на длительный период остаётся за хорошо отработанными методами воздействия на пласты: воздействие на призабойные зоны пластов, ГРП, гидродинамические и потоковыравнивающие методы, бурение боковых стволов и др.
Эти методы по своей технико-экономической эффективности являются наиболее перспективными и поэтому в первую очередь усилия будут направлены на расширение объемов их применения до оптимально необходимого максимума. В работе предлагается анализ эффективности проведения ГРП по сравнению с другими геолого-техническими мероприятиями по интенсификации притока в скважинах Конитлорского нефтяного месторождения.
Рассмотрены различные методы ГТМ по интенсификации притока в условиях Конитлорского месторождения, их эффективность.
Эффективность ГРП, в основном, зависит от правильности выбора технологических параметров процесса, геологических особенностей строения пласта и удельных запасов нефти. Поэтому рассмотрение возможности применения ГРП, как одного из основных методов интенсификации добычи нефти из залежей пластов Конитлорского месторождения является необходимым.

Весь текст будет доступен после покупки

1.1 Характеристика района работ
Конитлорское нефтяное месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, 182 км к северу от г. Сургута.
Месторождение открыто в 1972 году в результате бурения разведочной скважины 155, которая испытывалась на пласты БС16, БС17 и БС22.
Ближайшим наиболее крупным из эксплуатируемых месторождений является Тевлинско-Русскинское. Ближайшим населенным пунктом является деревня Кочевые.
В физико-географическом отношении Конитлорское месторождение располагается в лесной области Сургутской провинции. Это расчлененная заболоченная равнина. Большая часть территории месторождения заболочена (46%), заозеренность составляет 5%. Месторождение находится в бассейне реки Тромъеган. По территории месторождения протекают реки Волоктаягун, Ингуягун, Ульт-Ягун, Ортъягун, являющиеся притоками Тромъегана, а также находится ряд крупных озер. Поверхность равнины плоская, слабоволнистая. Абсолютные отметки рельефа в пределах района колеблются от 60 до 80 м[28].
Судоходство малыми судами возможно в первой половине лета в период весеннего паводка до поселка Русскинские только по реке Тромъеган. Озера, в основном, термокарстового происхождения и имеют размеры от нескольких десятков метров до нескольких километров в поперечнике и до 4 метров глубиной.
Климат района резко континентальный с продолжительной и суровой зимой и коротким, но сравнительно теплым и дождливым летом. Средняя температура января -22,5 ?С, июля +16?С. Абсолютный минимум температур зимой -52?С, а абсолютный максимум температуры воздуха в июле достигает +34?С. Продолжительность периода с устойчивыми морозами составляет 164 дня. В целом климат района типичен для зоны тайги.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Анализ эффективности методов восстановления проводимости трещин ГРП в скважинах месторождений ОАО «Сургутнефтегаз». — Тюменское отделение института «СургутНИПИнефть», Тюмень, 2015.
2. Бухаленко Е.И., Вершкова В.В. и др. Нефтепромысловое оборудование ГРП: Справочник. – М.: Недра, 1990, 559с.
3. Годовые отчеты НГДУ "Комсомольскнефть" по Конитлорскому нефтяному месторождению за 1996 – 2003 гг.
4. Годовые отчеты планового отдела по Конитлорскому месторождению за 1997 – 2003.
5. ГОСТ Р 55710-2013 Освещение рабочих мест внутри зданий. Нормы и методы измерений
6. ГОСТ 12.0.003-2015 Опасные и вредные производственные факторы. Классификация
7. ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
8. ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности
9. ГОСТ Р 12.3.047-2012 ССБТ. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля.
10. Денисюков Б.С. Вещественный состав и литологические особенности аргиллитов сортымской свиты на Конитлорском месторождении. – Нефтяное хозяйство, №2, 2002 г.
11. Исследование эффективности ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» и обоснование перспектив его применения.
12. Конторович А.З., Нестеров И.И. Геология нефти и газа Западной Сибири. М, Недра, 1975 г.
13. Максименко А.Ф., Клименко E.T., Стативко В.Л., Халлыев Н.Х. Определение зоны безопасности при разрыве газопровода. - Газовая промышленность. 2015. – №2. – С.38-39.

Весь текст будет доступен после покупки