ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРИТОКА НЕФТИ С ПОМОЩЬЮ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА НА СУГМУТСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ОАО НК «СИБНЕФТЬ»-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРИТОКА НЕФТИ С ПОМОЩЬЮ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА НА СУГМУТСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ОАО НК «СИБНЕФТЬ»-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ
Настоящий дипломный проект представлен геолого-промысловой характеристикой Сугмутского месторождения, обзором методов воздействия на призабойную зону скважин, анализом результатов ГРП на Сугмутском месторождении, организационно-экономической частями и разделами, посвященными безопасности и экологичности проекта, организацией и планированием работ при проведении ГРП.
 В проекте представлена методика выбора скважин для ГРП в ТПДН «Муравленковскнефть», технология проведения ГРП фирмой “Шлюмберже”, рассчитывается технологический и экономический эффект от предлагаемого в проекте метода ГРП. Анализируется экологическая ситуация окружающей природной среды, недр, охрана труда и оценивается влияние проведения ГРП на достигнутый уровень производственной безопасности на предприятии.
Проект на 200 листах, содержит 20 рисунков, 14 таблиц, 1приложениe.
В дипломном проекте представлено 8 графических чертежей.
: «Интенсификация притока нефти с помощью ГРП на Сугмутском месторождении ОАО «Сибнефть-ННГ».
Геолого-физическая характеристика.
Сугмутское месторождение открыто в 1987 году и расположено на границе двух районов: Надымского и Пуровского, ЯНАО Тюменской области (Плакат 1). Оно эксплуатируется с целью добычи нефти и газа ОАО «Сибнефть-ННГ» из залежи пласта БС9-2.
Пласт представляет собой сложно построенное песчано-глинястое клиноформенное тело, ограниченное с запада и востока зонами литологического выклинивания. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта 10,5 м, среднее значение проницаемости по пласту БС9-2 – 0,355 мкм2, коэффициент пористости в среднем составляет 17,2%. (Плакат 2)
Динамика основных показателей разработки (Плакат 3).
Сугмутское нефтегазовое месторождение разрабатывается с 1995 года, в настоящее время находится в стадии растущей добычи нефти. В разработку вовлечен объект БС9-2.
Добыча нефти по месторождению за 2003 год составила 8518,8 тыс.т. Годовая добыча жидкости в 2003 году составила 10822,4 тыс.т. По месторождению происходит наращивание темпов отбора жидкости (в соответствии с проектными решениями).
Среднегодовая обводненность продукции скважин месторождения увеличилась на 3% и составила 21,3%. Темп отбора от начальных извлекаемы запасов в 2003 году – 2,66% при проектном значении – 2,3%.
(Плакат 4)
Далее показана динамика изменения количества обработок применяемых на Сугмутском месторождении. Анализируя график можно сделать вывод, что наиболее часто применяемым методом считается ГРП. За 2003 год было проведено 56 обработок. И как видно из (Плаката 5) дополнительная добыча нефти составила 456,66 тыс. тонн.
(Плакат9) На Сугмутскомом месторождении ТПДН Муравленковскнефть» гидравлический разрыв пласта производится совместным Российско – Французским предприятием. Это предприятие образовано двумя компаниями «Жлюмберже» и ЗАО «Сибирской Сервисной Компанией». Все наземное оборудование для гидроразрыва пласта установлено на базе шасси “Мерседес-Бенц” (некоторое на базе «Урал») и предназначено для работы в жестких условиях нефтяных месторождений. Оборудование приспособлено для производства гидроразрыва пласта на любом типе жидкости и проппанта, и управляется дистанционно с компьютерной станции, установленной на шасси автомашины. Оборудование может работать в температурном режиме от минус 40 до +50 °С.
Комплект оборудования для производства ГРП состоит из
- блендера - пескосмесительный передвижной агрегат, предназначенный для предварительного приготовления технологических жидкостей в резервуарах и последующей их подачи через систему манифольда на прием насосных агрегатов.
- насосный агрегат - предназначен для закачки в скважину различных жидкостей и смесей с проппантом с высоким темпом и при большом давлении.

- блок манифолъда - предназначен для распределения жидкости от блендера к каждому насосу по системе низкого давления и подаче общего потока от насосов в скважину по системе высокого давления.
- песковоз - предназначен для перевозки проппанта и контролируемой подаче его на блендер. Представляет собой гидравлический самосвал с полностью закрытым кузовом.
- станция контроля — это компьютерный центр управления процессом ГРП и сбора информации. Станция выполнена в виде комфортабельного фургона повышенной проходимости. Компьютеры используются для проектирования ГРП, записи параметров процесса, обработки информации и распечатывания отчетов.
- емкости технологических жидкостей ГРП – предназначены для приготовления технологических жидкостей гидроразрыва. Емкости цилиндрические, горизонтальные, объемом от 45 м3 до 75 м3 . Пенополиуретановое покрытие емкостей и электроподогрев задвижек позволяет круглогодичное производство ГРП на водном и нефтяном геле.
(Плакат 6,7,8) Для того, чтобы полностью убедиться в эффективности ГРП определим технологический эффект на примере скважины № 2257 на которой уже был проведен ГРП. Сделать это можно с помощью характеристик вытеснения нефти водой. Эта особенность характеристик вытеснения используется в практике разработки нефтяных месторождений для количественной оценки мероприятий по повышению ее эффективности.
Основным признаком, определяющим возможность использования конкретной интегральной характеристикой вытеснения для экстраполяции на прогнозный период, является прямолинейный характер на конечном участке к моменту начала применения метода воздействия на рассматриваемом объекте.
По кривым вытеснения можно сделать вывод, что дополнительная добыча нефти за счет проведения ГРП скважины № 2257 на конец 2003 года по методу Сазонова Б.Ф составила 5,45 тыс.т., по методу Привердяна А.М. – 7,61 тыс.т, по методу Камбарова Г.С. – 9,52 тыс.т. Произведя количественную оценку эффективности, можно сделать вывод, что прирост нефти достаточно высокий, прирост - 120 т/сут., поэтому на скважинах с аналогичным геологическим строением стоит в значительно больших объемах проводить ГРП.
Поэтому я предлагаю 10 скважин, на которых, по моему мнению, стоит провести ГРП.
Выбор скважин был произведен исходя из следующих категорий:
-скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти;
-скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;
-скважины, имеющие заниженный дебит по отношению к окружающим;
-скважины с загрязненной призабойной зоной;
Расчет параметров ГРП представляет собой достаточно сложную задачу, которая состоит из двух частей:
- расчет основных характеристик процесса и выбора необходимого количества техники для проведения ГРП;
- определение вида трещин и расчет ее размеров.
Результаты расчета приведены на (Плакате 10)
Радиус трещины
Проницаемость трещины
Ширина трещины
Проницаемость призабойной зоны скважин в радиусе распространения трещин
Применение технологии ГРП дает эффект продолжительностью 4 года, поэтому этот временной интервал берем как полный период расчета. И на (Плакате 11) показан фактический дебит 10 скважин по нефти до ГРП и расчетный после предлагаемого проведения ГРП, прирост нефти за четыре года составил 928,092 тыс. тонн.
В проекте расчитана экономическая эффективность предлагаемого ГРП. Из (Плаката 12) видно, что прирост потока денежной наличности составит 76,78 млн.руб. (69,800 млн.руб. в дисконтированных показателях). Накопленный поток денежной наличности в период с 2004 года по 2007 год составит 685,100 млн.руб, прирост выручки от дополнительно добытой нефти за четыре года составит 1141,552 млн.руб, чистая текущая стоимость в период с 2004 - 2007 годы составит 529,444 млн.рублей.
Анализируя экономическую эффективность повышения нефтеотдачи пластов с применением метода ГРП, дает возможность увеличения добычи нефти, дополнительного потока денежной наличности, возможность разрабатывать Сугмутское месторождение с положительными экономичес- кими показателями.
Комплекс мероприятий по обеспечению безопасности и экологичности добычи нефти позволяет обеспечить высокий уровень организации безопасности производства, защиты в ЧС и охраны окружаюшей среды. При проведении ГРП производственная и экологическая опасность не повышается..
Для обеспечения безопасности и комфортных условий труда работников проводится большой комплекс мероприятий. Большинство новых мероприятий по обеспечению безопасности и экологичности работ направлено на предупреждение производственных опасностей.
На этом мой доклад окончен, Спасибо за внимание !!!

Заключение

На Сугмутском месторождении продуктивные коллектора представлены мелко- и среднезернистыми полимиктовыми песчаниками и алевролитами, характерной особенностью которых является большое количество рассеянного глинистого материала, что оказывает существенное влияние на величину пористости и нефтенасыщенности. Нефти пластов Сугмутского месторождения по своим свойствам и составам весьма близки между собой, они недонасыщены газом, давление насыщения их значительно ниже пластового.
Проведен анализ мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта за четыре года от 2000 до 2003 года. Из основных групп методов воздействия на призабойную зону скважины а Сугмутском месторождении наиболее распространены механические методы, а именно гидроразрыв пласта.
Определен технологический эффект ГПР на примере конкре тных скважин с помощью характеристик вытеснения нефти водой (методы Камбарова Г.С., Пирвердяна А.М., Сазонова Б.Ф., и т.д.). Данная методика позволяет определить фактическую технологическую эффективность.
Рассмотрены пути повышения эффективности мероприятий по воздействию на ПЗС и рекомендованы наиболее перспективные скважины для ГРП.
По полученным результатам можно рекомендовать более широко применять ГРП для интенсификации добычи нефти на Сугмутском месторождении.
Проведен расчет дополнительной добычи нефти за 4 года от десяти скважин рекомендуемых для применения ГРП, которая составила 2,479млн.тонн. После вычитания затрат на проведения гидравлического разрыва пласта, затрат на дополнительную добычу нефти, выплату налогов в конце 2004 года прирост денежной наличности составит 259,914 млн.руб. (69,800 млн.руб. в дисконтированных показателях) накопленный поток денежной наличности в период с 2004 года по 2007 год составит
685,100 млн.руб., прирост выручки от дополнительной добычи нефти с 2004 по 2007 годы составит 1141,552 млн. руб., ЧТС в период с 2004 по 2007 годы составит 529,444 млн.рублей.
В дипломном проекте рассмотрены также вопросы охраны труда, окружающей среды и экологии.