Повышение эффективности применения технологии гидравлического разрыва пласта на Южно-Приобском нефтегазовом месторождении
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность работы
В настоящее время идет очень бурное развитие технологий интенсификации добычи нефти. Многие методы, сравнительно недавно считающимися нормальными и достаточно эффективными в свете нынешней ситуации на рынке сырья становятся нерентабельными и экономически нецелесообразными. Поэтому на предприятиях приходится пересматривать подходы к добыче углеводородов и стимуляции пласта.
Определяющие факторы, при подборе технологии интенсификации, состоят из: глубины, на котором находится объект разработки, нефтенасыщенная мощность, степень неоднородности и связности, реологический состав флюида, насыщающего породу, PVT свойства пласта.Основную часть по приросту добычи занимает гидравлический разрыв пласта, окончание скважины горизонтальным хвостовиком, как с обычной перфорацией, так и с муфтами ГРП, выравнивание профиля притока, обработка призабойной зоны пласта, зарезка боковых стволов при модернизации уже имеющихся материнских стволов.
СОДЕРЖАНИЕ
ЗАДАНИЕ НА РАЗРАБОТКУ МАГИСТЕРСКОЙ ДИССЕРТАЦИИ 2
АННОТАЦИЯ 4
СПИСОК УСЛОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ 5
СОДЕРЖАНИЕ 7
ВВЕДЕНИЕ 9
ГЛАВА 1 ИЗУЧЕНИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЮЖНО-ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 12
1.1 Общие сведения о месторождении 12
1.2 Стратиграфия месторождения 13
1.3 Тектоника месторождения 16
1.4 Характеристика водоносных комплексов 17
1.5 Нефтеносность 18
1.6 Характеристика продуктивных пластов 18
1.7 Физико-химические свойства пластовых флюидов 23
ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 1 25
ГЛАВА 2 СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ОБЗОР МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА НЕФТИ 27
2.1 Состояние разработки и фонда скважин 27
2.2 Методы увеличения нефтеотдачи и усиления притока к скважинным забоям 31
2.3 Обработка призабойной зоны с помощью кислот 36
2.4 Гидравлический разрыв пласта 44
2.5 Кластерная технология ГРП 51
ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 2 55
ГЛАВА 3 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ СПОСОБОВ ПОВЫШЕНИЯ КИН ПРИМЕНЯЕМЫХ НА ЮЖНО-ПРИОБСКОМ НЕФТЕГАЗОВОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ 58
3.1 Обзор методов интенсификации, применяемых на Южно-Приобском месторождение 58
3.1.1 ГРП при бурении скважин с горизонтальным окончанием 63
3.1.2 ГРП после зарезки боковых стволов на действующем фонде 72
3.1.3 Анализ эффективности проведения традиционного ГРП 74
3.2 Анализ прочих ГТМ 78
3.2.1. Анализ эффективности ОПЗ 78
3.2.2 Анализ эффективности операций по выравниванию профилей приемистости скважин ППД 81
3.2.3 Эффективность мероприятий по оптимизации погружного оборудования 83
3.2.4 Эффективность ремонтно-изоляционных работ 84
ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 3 85
ГЛАВА 4 ОЦЕНКА ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА 88
4.1 Обоснование показателей экономической эффективности 88
4.2 Исходные данные и нормативная база для расчета экономических показателей проекта 90
4.3 Расчет экономических показателей проекта 97
4.4 Экономическая оценка проекта 98
ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 4 99
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 101
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 102
Список использованных ИСТОЧНИКОВ
1. Г.А. Габриэляц «Геология нефтяных и газовых месторождений ». М.:Недра, 1984 г.
2. Ю. Н. Карогодин, С. В. Ершов, В. С. Сафонов и др. «Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: Системно-литмологический аспект». Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996. 252 с.
3. Сурков B.C., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформен-ного чехла Западно-Сибирской плиты. М.: Недра, 1981. 143 с.
4. Протокол заседания ГКЗ РФ от 16.05.1997 г. № 427. Рассмотрение материалов подсчета запасов нефти и растворенного газа ЮЛТ Приобского месторождения выполненных ОАО ―Югранефть‖ и Амоко Евразия Петролеум Компании.
5. Иламанов И.А. Нефтеносность Приобского нефтяного месторождения. // Международный научный журнал «Символ науки» №12-3/2016.
6. Гидрогеология СССР том 16. Западно-Сибирская равнина. М.: Недра, 1970. 368 с.
7. Альтемиров, Д. В. Характеристика Приобского нефтяного месторождения / Д. В. Альтемиров. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2017. — № 3 (137). — С. 204-207.
8. ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия (с Изменениями № 1, 2)
9. Паникаровский Е.В., Паникаровский В.В., Клещенко И.И..Перспективы использования физико-химических методов для увеличения продуктивности скважин // Нефтепромысловое дело. – 2006. – №3. – С. 20–25.
10. Сургучев М.Л., Кузнецов О. Л., Симкин Э.М. Гидродинамическое, акустическое тепловое циклическое воздействие на пласт. М.: Недра. 1975. - 195 с.
11. Паникаровский В.В.,Паникаровский Е.В.,Шуплецов В.А.,Клещенко И.И. Состав для обработки призабойной зоны пласта // Патент России № 2276724. Опубл. 20.05.2006. – Бюл. №14.
12. Афанасьев И., Усманов Т., Муллагалин И., Абабков К. и др. Анализ влияния ГРП на нефтеотдачу пластов месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» // НТЖ Технологии ТЭК. 2005. № 5 (24). С. 48-55.
13. Мустаев Я. А., Илюков В. А., Мавлютова И. И. Пароциклическое воздействие на призабойную зону пласта // Нефтепромысловое дело. 1979. № 8. С. 9-11.
На рисунке 2.9 приведён график циклической закачки кислоты (на примере взята обработка скв. 359). После проведения работ по освоению скважины, проводится комплекс геофизических исследований по определению профиля притока, коэффициента продуктивности, эффективности проведённой обработки. Данные интерпретируются, проводится сравнение данных до и после проведения КГРП. На приведённой для примера диаграмме (рис. 2.10 по скв. 391) можно определить положительный эффект.
На рисунке 2.11 приведена схема размещения оборудованя при КГРП на кустовой площадке. танция контроля – (шасси Мерседес Бенц Аctros 2032 А 4х4) предназначена для сбора и обработки информации в процессе производства КГРП (программное обеспечение Stewart Stevenson).