Анализ эффективности проведения ГРП для интенсификации выработки запасов
ВВЕДЕНИЕ
Гидроразрыв пласта (ГРП) является наиболее распространенным методом повышения нефтеотдачи, который применяется практически на каждом месторождении. Чаще всего гидроразрывы дают хорошие результаты, однако эффективность этого метода, в основном, зависит от геологических особенностей строения пласта, правильности выбора технологических параметров процесса и удельных запасов нефти.
На данный момент залежей с высокой проницаемостью становится все меньше. У них наблюдается высокая выработанность запасов и низкие дебиты нефти, если сравнивать с начальными дебитами после бурения скважины. ГРП - это самый перспективный метод разработки месторождений, который содействует увеличению доли трудно извлекаемых запасов. Как и раньше гидроразрыв пласта вводится в проекты разработки месторождений, помимо этого создаются новые разнообразные технологии. Данное мероприятие показало себя эффективным как в терригенных, так и карбонатных коллекторах. Гидроразрыв пласта также на месторождениях с низ
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 9
1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ ПО ПРИМЕНЕНИЮ ГРП ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 10
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 25
2.1 Общая характеристика объекта и анализ текущего состояния разработки объекта 25
2.2 Анализ начальных и текущих технологических показателей эксплуатации скважин с проведением ГРП 39
2.3. Анализ динамики коэффициентов продуктивности скважин по нефти до и после проведения ГРП 58
2.4 Анализ технологической эффективности проведения ГРП на скважинах объекта 73
2.5 Подбор скважин-кандидатов по геолого-физическим факторам для проведения рекомендуемой технологии ГРП 78
3 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ 81
3.1 Расчет технологического процесса рекомендуемой технологии ГРП 81
3.2 Расчет технологической эффективности ГРП 95
4. ЗАДАНИЕ ПО ЭКОНОМИЧЕСКОМУ РАЗДЕЛУ 101
4.2 Методика расчета экономической эффективности от внедрения новой техники и технологий 105
4.3 Расчет экономической эффективности применения ГРП 111
5 РАЗДЕЛ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНЫ ТРУДА 113
5.1 Основные опасные и вредные факторы при разработке нефтяных месторождений 113
5.2. Промышленная безопасность и охрана труда при проведении ГРП 115
5.3 Требования по охране окружающей среды при разработке нефтяных месторождений 117
Энергоэффективность организационно-технических решений 120
ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП НА ПРОМЫСЛОВОМ ОБЪЕКТЕ 123
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 125
ПРИЛОЖЕНИЯ 130
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Ибатуллин, Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений [Текст] / Р.Р. Ибатуллин // М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2011. – С. 304.
2. Фахретдинов, Р.Н. Результаты применения гидроразрыва пласта для разработки южной лицензионной территории Приобского нефтяного месторождения. [Текст] / А.В. Бровчук / Нефтяное хозяйство. – 2007 г. – №3. – С 44-47.
3. Хакимова, А.С. Интенсификация углеводородов методом ГРП [Текст] / А.С. Хакимова // Международный журнал гуманитарных и естественных наук. – 2017. - №12. – С. 47-49.
4. Воеводкин, В.Л. Развитие технологий гидравлического разрыва пласта на месторождениях Пермского края [Текст] / В.Л. Воеводкин, А.А. Алеров, Т.Р. Балидина и др. // Нефтяное хозяйство. – 2018. - №11. – С. 108-113.
5. Таипова, В.А. Горизонтальные скважины и гидроразрыв в повышении эффективности разработки нефтяных месторождений на примере НГДУ «Азнакаевнефть» [Текст] / А.А. Шайдуллин, М.Ф. Шамсутдинов / Георесурсы. – 2017 г. – №3. – С. 198-203.
6. Грищенко, В.А. Особенности применения проппантно-кислотного гидроразрыва пласта на нефтяных месторождениях Республики Башкортостан [Текст] / В.А. Грищенко, И.Р. Баширов, М.Р. Мухаметшин и др.// Нефтяное хозяйство. – 2018. – №12. – С. 120-122.
7. Ашрапов, Т. Р. Технология многостадийного гидравлического разрыва пласта [Текст] / Т. Р. Ашрапов // Академический журнал Западной Сибири. - 2016. - №5. - С. 6-8.
8. Хасанов, А.А. Методические основы управления разработкой месторождений ОАО НК «Роснефть» с применением гидроразрыва пласта [Текст] / Нефтяное хозяйство. – 2007 г. – №3. – С. 38-40.
9. Габдрахманова, К.Ф. Вероятностно-статистический подход как средство прогнозирования эффективности ГРП [Текст] / К.Ф. Габдрахманова, Ф. Усманова, Г. Храмов // Восточно-европейский журнал передовых технологий. – 2016. - №8(81). – С. 30-36.
10. Кожабергенов, М.М. Горизонтальные скважины при освоении залежей высоковязких нефтей с плотными коллекторами [Текст] / М.М. Кожабергенов, Б.Г. Алматова // Казань. М.: Изд. Слово. Материалы научно-практической конференции. - 2017. - С. 197-199
11. Ибатуллин, Р.Р. Планирование гидроразрыва пласта в скважинах с отрицательным скин-фактором. [Текст] / Нефтяное хозяйство. – 2013 г. – №5. – С. 66-68.
12. Здольник, С.Е. Внедрение новых технологий гидроразрыва пласта на карбонатных месторождениях ПАО АНК «Башнефть». [Текст] / Ю.В. Некипелов, М.А. Гапонов, А.Е. Фаловеев. / Нефтяное хозяйство. – 2016 г. – №7. – С. 92-95.
13. Баловацкая, А.А. Гидроразрыв пласта в горизонтальных скважинах [Текст] / А.А. Баловацкая // Вестник науки и образования. – 2019. - №8-1(62). – С. 21-22.
14. Пошивалов, А. И. Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Усть-Тегусском нефтяном месторождении [Текст] / А. И. Подшивалов // Научный форум. Сибирь. - 2015. - №1. - С. 65-66.
15. Малышев, А.Г. Состояние и совер
Наибольшая накопленная добыча и КИН представлены по пашийскому горизонту, далее следуют кыновский и муллинский горизонты.
Средняя обводненность по площади составляет 81,5%, хотя этот показатель имеет большой разброс (таблица 2.1.3). Почти половина скважин имеет высокую обводненность. Например, 43,3 % добывающих скважин имеют обводненность свыше 80%, больше трети фонда добывающих скважин находятся в зоне средней обводненности и 39,1% добывающих скважин имеют обводненность от 40 до 80 %. Низкообводненный фонд добывающих скважин составил 8,3% с обводненностью от 20 до 40 %. В относительно безводном фонде находится 9,3 % добывающих скважин с обводненностью до 20%. [37]
Таблица 2.1.8 – Распределение обводненности добывающих скважин на объекте
Степень обводненности Количество скважин, шт. Доля скважин
До 20% 55 9,3%
20-40% 49 8,3%
40-60% 99 16,6%
60-80% 134 22,5%
80% и более 258 43,3%
Рисунок 2.1.3 – Степень обводненности добывающих скв