Оценка эффективности многостадийного гидравлического разрыва пласта при разработке трудноизвлекаемых запасов на примере Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения
ВВЕДЕНИЕ
Сегодня большой интерес к трудноизвлекаемым запасам нефтей (ТрИЗ) проявляют правительство РФ и крупные нефтедобывающие компании. Из общих балансовых запасов нефти категории А+В+С1, которые в России превышают 18 млрд т, к категории ТрИЗ можно отнести около 12 млрд т или 66%. Очевидно, что столь высокий процент получается, в том числе, за счет истощения легко извлекаемых запасов «черного золота».
По оценкам Роснедр, степень выработанности разведанных запасов в России достигает 55%, степень разведанности начальных суммарных запасов – 46%, таким образом, в России запасы нефти одни из самых больших в мире [13]. Необходимость вовлечения в разработку месторождений с запасами худшего качества является одной̆ из приоритетных задач для компенсации снижения добычи. Вследствие чего, вопрос добычи трудноизвлекаемых нефтей становится все более актуальным. Ранее их слабое освоение обуславливалось, в основном, низкой экономической эффективностью
Содержание
ВВЕДЕНИЕ 6
1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 7
1.1 Общие сведения о месторождении 7
1.2. Геолого-геофизическая характеристика месторождения 10
1.2.1 Стратиграфия 10
1.2.2 Тектоническое строение месторождения 21
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов 26
1.4 Физико-химические свойства нефти, газа, воды 36
1.5 Запасы нефти, газа, КИН 39
1.6 Факторы, осложняющие геологическое строение разреза месторождения 41
2. ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ ВЕРХНЕЧОНСКОГО НГКМ 43
2.1 Анализ текущего состояния разработки месторождения 43
2.2 Сравнение утвержденных и фактический показателей 45
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 48
3.1. Общие сведения о гидравлическом разрыве пласта 49
3.2. Оборудование для применения МГРП 51
3.3. Технология проведения гидроразрыва пласта 54
3.4. Материалы и жидкости для проведения ГРП 56
3.5. Разработка преображенского горизонта 61
3.6. Расчёт параметров гидравлического разрыва пласта 64
3.7. Расчёт прогнозируемых показателей после проведения гидравлического разрыва пласта 71
4. Экономические показатели предложенных технических решений 73
4.1. Исходные данные для расчёта экономических показателей проекта 73
4.3. Выручка от реализации 74
4.4. Эксплуатационные затраты 74
4.5. Производственные расходы 75
4.6. Платежи и налоги 75
4.7. Прибыль от реализации 76
4.8. Расчёт экономических показателей проекта 77
4.8.1. Поток денежной наличности 77
4.8.2. Индекс доходности 78
4.8.3. Период окупаемости вложенных средств 78
4.9. Экономическая оценка проекта 78
5. Мероприятия по обеспечению безопасности жизнедеятельности и охраны окружающей среды 80
5.1. Системный анализ опасных и вредных производственных факторов при проведении работ 80
5.2. Оценка рисков при производстве работ и организация работ при охране труда 83
5.3. Пожарная безопасность 85
5.4. Охрана окружающей среды 88
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 94
Список использованной литературы 95
Приложение А – Обзорная схема Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения 97
Приложение Б – Стратиграфическая модель нижнекембрийских отложений 98
Приложение В – Схема расположения блоков преображенского горизонта 99
Приложение Г – Типовая проводка ГС на Пр 100
Список использованной литературы
1. Методические указания по выполнению выпускной квалификационной работы для студентов очной и заочной форм обучения направления подготовки бакалавров 21.03.01 - «Нефтегазовое дело», профиля - Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти.
2. СТО ИРНИТУ 005-2015 – Оформление курсовых проектов (работ) и выпускных квалификационных работ технических специальностей.
3. Малков, Д.С. Гидрогеологические условия нефтегазоносности Верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторождения / Д.С. Малков // Интерэкспо Гео-Сибирь. - 2010. - Т.2. - №1. - С. 18-22.
4. Шемин, Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина) / Г.Г. Шемин. - Новосибирск: СО РАН, 2007. - 467 с.
5. Венд-кембрийский соленосный бассейн Сибирской платформы (Стратиграфия, история развития) / Н. В. Мельников: Мин-во природ. ресурсов РФ, Сиб. науч.-исслед. ин-т геологии, геофизики и минерального сырья. – Новосибирск: Издательство СО РАН, 2009. – 148 с.
6. Отчет по подсчету запасов нефти и газа Верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторождения / В. Л. Неустроев и др. - Иркут.: ГГП «Востсибнефтегеология», 1994. - 256 с.
7. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: учеб. для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998. - 365 с.
8. Шемин, Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Ба
В пределах нефтяной зоны пробурено семь скважин: Х9, Х2, Х7, Х9, Х9, ХХ1, ХХ2. Эффективная нефтенасыщенная толщина от нулевого значения в скважине Х9 равномерно увеличивается в восточном направлении и достигает максимальных значений 14,2 м в районе газонефтяного контакта. Дебиты нефти, полученные при испытаниях скважин
в контуре категории С 1, варьируют в пределах 5,68-6,10 м 3 /сут. В контуре категории С 2 фактически получены притоки нефти только в двух скважинах: Х2 – 2,6 м 3 /сут, Х9 – 0,4 м 3 /сут нефти и газа – до 2 тыс. м 3 /сут. В скважине Х7 притока не получено, но здесь не проводились мероприятия по увеличению
ФЕС пласта. В скважинах Х9 и Х9 испытания не проводились.
Залежь в районе скважины Х6, блок 6 – нефтяная, вскрыта скважиной Х6. Залежь оконтурена техническими границами, проведенными по кругу радиусом 1 км с центром в продуктивной скважине Х6. Суммарная эффективная толщина в скважине Х