АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА НА САМОТЛОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объе

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА НА САМОТЛОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ


Самотлорское нефтегазовое месторождение открыто в 1965 году и ведено в разработку в 1969 году. Это месторождение является одним из крупнейших месторождений нефти и газа в мире.
В качестве исследуемого полигона мною был выбран объект АВ1 в западной части зоны деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск» По этому объекту сосредоточено 52,5 млн.т балансовых и 19,2 млн.т извлекаемых запасов нефти. На дату этого проекта из пласта отобрано около 75% от извлекаемых запасов нефти.
По сути дела Самотлорское месторождение находится на четвертой стадии разработки, и является полигоном для испытаний новых технологий повышения нефтеотдачи пластов, вовлечение в разработку сложно построенных залежей.
Актуальность темы дипломного проекта объясняется такими факторами как ухудшение характеристик вытеснения и коллекторских свойств Самотлорского месторождения, значительный рост объемов попутно добываемой воды, увеличение сроков разработки, снижение экономической эффективности производства. А также значительная площадь месторождения, на выбранном мною участке, представлена прерывистыми коллекторами и отнесена к зоне низкой продуктивности, где условия вытеснения нефти водой крайне неблагоприятные ввиду высокой неоднородности коллекторов, которые представлены тонкослоистыми песчаниками.
В связи с этим в начале 90-х годов недропользователь оказался перед необходимостью принятия комплекса мер, направленных на стабилизацию добычи нефти, основными компонентами которого являются увеличение темпов извлечения углеводородов в низкопродуктивных отложениях. Требуемого результата решено было добиваться путем системного применения гидравлического разрыва пласта (ГРП).
Цель дипломного проекта – повышение эффективности Самотлорского месторождения ОАО «ТНК-Нижневартовск» за счет проведения гидроразрыва пласта.
В данном проекте рассматривается опыт проведения работ по ГРП на представительной группе скважин Самотлорского месторождения , а также решаются такие задачи как:
- выбор жидкости для проведения ГРП
- оценка экономической эффективности мероприятия,
- оценка основных показателей ГРП
В целом, из практики применения ГРП на эксплуатационном объекте Самотлорского месторождения, это мероприятие является одним из наиболее эффективных методов по повышению нефтеотдачи пластов.
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ


3.1. Состояние разработки месторождения
В 1980 году составлен проект разработки Самотлорского месторождения. После утверждения проекта разработки Коллегией Министерства, экспертной комиссией, образованной в соответствии с приказом Госплана СССР № 187 от 15 декабря 1982 года, была проведена экспертиза проекта разработки Самотлорского нефтегазового месторождения под председательством академика Черских Н. Р. Рассмотрев утвержденный Коллегией Миннефтепрома проект разработки (3 вариант), экспертная комиссия рекомендовала его к практическому осуществлению со следующими ограничениями:
-на период до 1990 года воздержаться от бурения 1380 добывающих и
нагнетательных скважин в водонефтяных и подгазовых, краевых частях
всех эксплуатационных объектов, в зоне с нефтенасыщенной толщиной
пласта менее 4-х метров;
-воздержаться до 1990 года от бурения 1100 новых скважин,
расположенных во всех остальных зонах и имеющих проектный
начальный дебит по нефти менее 10 т/сут.;
-по неразбуренным краевым водонефтяным и подгазовым зонам, с
нефтенасыщенной толщиной пласта более 4 м, и также по неразбуренным зонам тонкого и усеченного тонкого чередования горизонтов АВ13 и АВ2-3
вопрос предлагаемой в проекте плотности сетки скважин требует дальнейшего изучения и обоснования.
Предлагалось также за период одиннадцатой и первой половины двенадцатой пятилеток провести комплекс опытно-промышленных и исследовательских работ, связанных с решением вопросов технологии разработки и плотности сетки скважин низкопродуктивных зон.
Третий вариант является развитием основных решений и направлен на более полное и интенсивное вовлечение в разработку низкопродуктивных зон пластов БВ10, БВ83, АВ2-3 и АВ1. Как показал анализ разработки, низкопродуктивные зоны этих пластов (тонкое переслаивание песчано-алевролитовых и глинистых пород) имеют чрезвычайно высокую неоднородность и прерывистость. Поэтому для увеличения охвата заводнением полноты выработки запасов нефти необходимо уменьшить расстояние между скважинами. Таким образом, главной особенностью третьего варианта разработки явилось привлечение всех возможных средств для максимального вовлечения в разработку всех запасов нефти путем увеличения охвата пласта воздействием.
Объект БВ10. В пластах с тонким переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород в зонах низкой продуктивности, а также в зонах с развитием монолитных песчаников и в краевых зонах, в пределах двухметровой изопахиты, скважины размещаются по сетке 375 х 375 м. Система разработки в пластах с тонким переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород в зонах низкой продуктивности – линейная, с переходом на площадную. Дополнительно ко второму варианту требуется пробурить 428 скважин. Коэффициент нефтеотдачи – 0,472. Общий фонд – 2116 скважин.
Объект БВ83. В зонах тонкого переслаивания песчано–алевролитовых и глинистых пород скважины размещаются в пределах двухметровой изопахиты по сетке 375 х 375 м.
Система разработки – площадная обращенная семиточечная. Дополнительно ко второму варианту требуется пробурить 267 скважин. Коэффициент нефтеотдачи – 0,472. Общий фонд – 705 скважин.
Объект БВ80. Приняты те же решения по принципам размещения скважин и системы разработки, что и по объекту БВ83. Дополнительно ко второму варианту требуется пробурить 642 скважины.
Коэффициент нефтеотдачи – 0,5. Общий фонд – 1574 скважины, из них: добывающих – 1041, нагнетательных – 533.
Объект БВ81-2. В основном, мероприятия те же, что и во втором варианте. Коэффициент нефтеотдачи – 0,68.
Объект АВ4-5. Все мероприятия по второму варианту и третьему одинаковы.
Объект АВ2-3. Размещение скважин запроектировано по всей площади залежи в пределах двухметровой изопахиты. В зонах самостоятельного развития тонкослоистых песчаников предусмотрено уплотнение сетки скважин до 16 га/скв. Система разработки площадная семиточечная обращенная. В слабо изученных зонах и зонах совместного развития тонкослоистых песчаников и монолитов предусмотрены самостоятельные скважины для выработки запасов нефти тонскослоистых песчаников.
В этом случае разбуривание осуществляется в два этапа. На первом этапе по сетке 750х750 м. Второй этап выполняет предназначение резервного фонда, который бурением относится за 1990 год. Сетка скважин уплотняется до 16 га/скв. Дополнительно ко второму варианту требуется пробурить 2423 скважин. Коэффициент нефтеотдачи – 0,432. Общий фонд – 5705 скважин, из них на первом этапе бурится 3620 скважин.
Объект АВ1. Принципы размещения скважин и этапы разбуривания приняты такие же, как по объекту АВ2-3. Коэффициент нефтеотдачи – 0,388. Общий фонд – 5453 скважин, из них на первом этапе бурится 2599 скважин.
Итого по третьему варианту вовлекается в разработку 4623,4 млн. т. балансовых запасов. Коэффициент нефтеотдачи – 0,537. С учетом новых методов коэффициент нефтеотдачи достигает величины - 0,564.

3.1.1.Основные эксплуатационные объекты.
На 1.03.2006 г. эксплуатационный фонд ЦДНГ-1 ОАО «ТНК-Нижневартовск» состоит из 495 скважин, из них 308 скважин находятся в действующим фонде (220-ЭЦН, 77-ШГН, фонтан-1, струйники-10), 167 в бездействующем фонде, в простое находятся 17 скважин и 3 скважины в освоении.
В таблице 3.3. приведен расклад эксплуатационного фонда ЦДНГ-1 «ТНК-Нижневартовск» на этот год.
В таблице 3.1 приведены основные показатели деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск» за 2006 год
На рисунке 3.1 изображена динамика показателей разработки месторождений ОАО «ТНК-Нижневартовск»

6.9. Действия группы при возникновении чрезвычайных ситуаций
Аварии, их последствия, влияние на окружающую среду. Ликвидация последствий аварий.
Наиболее тяжелым видом аварий, в случае нарушения проектных решений, является открытый (неуправляемый) фонтан – выброс. Возможный ущерб зависит от геологических условий разреза месторождения, вскрытого аварийной скважиной (пластовое давление, суммарный дебит выбрасываемого продукта и т. п.).
Последствия аварии – загрязнение нефтью поверхности кустовой площадки, возможное отравление испаряющимися углеводородами.
Для изменения опасности загрязнения почвы в случае аварийных разливов нефти и химических реагентов предусматривается:
1. Площадки ДНС, ЦПС, площадки ввода реагента выполняются из сборных бетонных плит и ограждаются бордюрным камнем. Устройство обваловывания по периметру площадки куста для локализации и уменьшения опасности загрязнения в аварийных ситуациях.
2. Устройство противофильтрационного экрана из пленки и дарнита под всей площадью кустового основания.
3. Укрепление откосов геотекстилем.
4. Устройство трубчатого дренажа из асбестноцементных труб с фильтром из стеклоткани и песчано-гравийной смеси.
5. Сооружение защитных дамб на участках трубопроводов с линиями стекания, направленных вдоль оси трасс, для предотвращения разливов нефти при аварийных ситуациях.
6. Локализация нефтяных загрязнений на поверхности почвы при малых разливах нефти осуществляется путём оконтуривания участка плугами. При средних аварийных разливах – путём установления барьеров из земли с устройством защитных экранов, предотвращающих интенсивную пропитку барьера нефтью. Локализация больших объёмов разлитой нефти производятся с помощью отрывных траншей.
7. Прокладка трубопроводов с верховой стороны автодороги с целью использования её земляного полотна в качестве дамбы в случае разлива нефти.
8. Строительство шламовых амбаров с гидроизоляционным слоем, исключающим попадание отходов в подземные воды.
9. Закрытая система сбора и транспортировка нефти.
10. Устройство амбаров – отстойников на трассе трубопроводов для сброса и очистки воды после проведения гидроиспытаний.
11. Устройство амбаров по трассе продуктопровода для аварийного сброса продукта.
12. Автоматическое отключение насосов, перекачивающих нефть, при падении давления в трубопроводе и установка запорной арматуры для отключения участка трубопровода в случае его порыва.
Вывод: Согласно схемы расстановки вся спецтехника располженная на расстоянии не более 22,5 м от скважины, т.е. находится в зоне детанационной волны, где ΔPф1=900 Кпа, при взрыве газо-воздушной смеси подвергнется полному разрушению.
Радиус смертельного поражения людей равен 36,5 м, поэтому нахождение людей в первой и во второй зонах смертельно опасно для их жизней.
Все машины и оборудование, находящиеся в третьей зоне практически не пострадают.
В целом предприятие ОАО «ТНК-Нижневартовск» является опасным и вредным производством.





7. ЗАКЛЮЧЕНИЯ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Применение ГРП позволяет вовлекать в активную разработку ранее не дренируемые запасы нефти, тем самым, изменяя в лучшую сторону сложившиеся характеристики вытеснения.
2. Система воздействия на пласт требует большей активизации. В зонах развития низкопродуктивных коллекторов, где сосредоточены основные объёмы работ по производству ГРП, имеются участки с пониженным на 15-20 атм. пластовым давлением. Система поддержания пластового давления на таких участках требует выполнения проектных решений по формированию элементов системы заводнения.
3. Применение ГРП способствовало увеличению добычи нефти из скважин по объекту АВ1. За рассматриваемый период дополнительная добыча от проведения ГРП на одну скважину составила 2620 тыс.т.
4. Влияние ГРП на динамику обводнённости продукции скважин в целом положительно на большинстве продуктивных пластов. Такое поведение обводнённости по объектам пласта АВ1 вызвано, прежде всего, вовлечением в разработку ранее не дренируемых запасов нефти, содержащихся в большей части в прерывистых коллекторах.
5. Гидроразрыв пласта в коллекторах прерывистого типа позволяет изменить в лучшую сторону характеристику вытеснения запасов нефти, а в гидродинамически связаных коллекторах не оказывает на неё существенного влияния. Таким образом, результаты анализа ГРП в коллекторах различного строения однозначно свидетельствуют о том, что приоритетным и наиболее эффективным объектом работ под ГРП являются прерывистые коллектора, стимулирование которых способствует вовлечению в разработку слабодренируемых запасов нефти, увеличению нефтеотдачи пластов.
6. Анализируя результаты проведения ГРП по пласту АВ1, можно сделать вывод, что на данном объекте рациональнее использовать жидкость разрыва на нефтяной основе чем на водной.

Рекомендации:

1. Вместе с внедрением метода ГРП, должен сопутствовать ему ряд геолого-технических мероприятий, позволяющих с наибольшей отдачей использовать преимущества ГРП. Это в первую очередь восстановление проектных элементов системы заводнения, которое позволит поддерживать пластовое давление на приемлемом уровне и с наибольшей эффективностью организовать вытеснение нефти водой.
2. Во вторых, увеличение продуктивности скважин после ГРП, по сравнению с проектными показателями позволяет наметить бурение ряда дополнительных скважин из числа резервных, расположенных в зонах развития незначительных нефтенасыщенных толщин, вскрытие которых ранее считалось малоэффективным.
3. Осуществлять закачку воды с оптимальным давлением нагнетания, позволяющим достичь необходимый для поддержания пластового давления в зоне отборов приёмистости нагнетательных скважин, не допуская при этом раскрытия трещин.