Каталог

Помощь

Корзина

Интенсификация добычи нефти за счет проведения ГРП на Самотлорском месторождении

Оригинальный документ?

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

10

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

11

1.1. Общие сведения о месторождении

11

1.2. Геолого-физическая характеристика месторождения

13

1.3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

18

1.4. Физико-химические свойства нефти, газа, воды

19

1.5. Запасы нефти, газа, КИН

25

1.6. Осложняющие факторы геологического строения разреза на Самотлорском месторождении

25

ВЫВОДЫ ПО ГЕОЛОГИЧЕСКОМУ РАЗДЕЛУ

36

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

37

2.1. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения

37

2.2. Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения.

37

2.2.1. Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки

37

2.2.2. Анализ состояния фонда скважин

40

2.2.3. Анализ примененных методов направленных на увеличение извлечения нефти из пластов и интенсификации добычи нефти на Самотлорском месторождении

41

2.2.4. Анализ выработки запасов

44

2.2.5. Анализ эффективности реализуемой системы разработки

44

2.3. Выбор и обоснование проектируемого технического решения для увеличения извлечения нефти из пластов

49

2.3.1. Литературный обзор существующих технических решений по методу ГРП

49

2.3.2. Анализ эффективности применения ГРП на других месторождениях

51

2.4. Проектирование ГРП

55

2.5. Определение технологической эффективности при реализации технического решения

67

2.5.1. Исходные данные для определения технологической эффективности

67

2.5.2. Выбор метода определения технологической эффективности

70

2.5.3. Расчет технологической эффективности при реализации проектируемого технического решения

71

ВЫВОДЫ ПО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ РАЗДЕЛУ

75

3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

76

3.1. Определение экономической эффективности при реализации ГРП

76

3.2. Исходные данные для расчета экономических показателей проекта

77

3.3. Расчет экономических показателей проекта

78

3.3.1. Эксплуатационные затраты

78

3.3.2. Платежи и налоги

80

3.3.3. Выручка от реализации

81

3.3.4. Прибыль от реализации

81

3.3.5. Экономический эффект от применения ГРП

82

3.4. Сравнение технико-экономических показателей проектируемого варианта с утвержденным вариантом и выбор варианта, рекомендуемого к реализации

83

ВЫВОДЫ ПО ЭКОНОМИЧЕСКОМУ РАЗДЕЛУ

84

4. РАЗДЕЛ ОХРАНЫ ТРУДА И ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

85

4.1. План мероприятий по обеспечению требований промышленной безопасности при проведении ГРП

85

4.2. План мероприятий по обеспечению санитарно-гигиенических требований при проведении ГРП

89

4.3. План мероприятия по обеспечению требований противопожарной безопасности

92

 

4.4. План мероприятий по обеспечению требований безопасности жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях при проведении ГРП

 

 

95

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ ОХРАНЫ ТРУДА И ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

96

5. РАЗДЕЛ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И НЕДР

98

5.1. Мониторинг воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту при проведении ГРП

98

5.2. План мероприятий, обеспечивающий выполнение требований охраны окружающей среды и охраны недр при проведении ГРП

99

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И НЕДР.

101

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

103

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

106


ВВЕДЕНИЕ

Нефтегазодобывающая промышленность занимает особое место в экономике страны. Одним из основных методов повышения эффективности разработки месторождений является обработка призабойной зоны пласта с целью увеличения производительности скважины.

Ускорение научно-технического прогресса в нефтегазодобывающей промышленности и, в частности интенсификация процесса разработки в основных нефтегазодобывающих районах страны предлагает использование всех возможностей для наращивания добычи нефти.

На современном этапе сокращается число фонтанирующих скважин при одновременном увеличении обводненности продукции.

Вновь открываемые и разрабатываемые месторождения запасов нефти имеют худшие геолого-промысловые показатели по сравнению с ранее разрабатываемыми.

В таких условиях остро встает задача максимального использования возможностей каждой скважины, каждого продуктивного пласта и участка залежи.

За прошедшие десятилетия стратегическим направлением в решении этих задач была разработка методов воздействия на пласт в целом, а развитию технологии воздействия на призабойную зону уделялось недостаточное внимание.

Вместе с тем, накопительный опыт показывает, что воздействие на призабойную зону существенно увеличивает показатели скважин, в том числе и нефтедобычу.


1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1. Общие сведения о месторождении

В административном отношении Самотлорское месторождение Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Нижневартовска, в районе озера Самотлор [1].

Нижневартовск расположен на правом берегу реки Обь , на левом берегу находится ж.д. станция. В Нижневартовске базируется Нижневартовскбурнефть, производившая разведочное бурение на Самотлорском месторождение. Нижневартовск имеет аэродром с твердым покрытием и регулярное авиасообщение с г. Тюменью, а также с северными городами и поселками Тюменской области. В 120 - 130 км от Самотлорского месторождения проходит трасса газопровода Уренгой-Челябинск-Новополоцк.

Площадь Самотлорского месторождения расположена на севере Западно-Сибирской равнины и представляет собой полого-волнистую заболоченную равнину с абсолютными отметками рельефа от +80 (на водоразделах) до +45 м (в долинах рек). Господствующим ландшафтом является северная тайга, в которой преобладают лесотундровые и безлесые участки (залёсенность площади 40-60%). Видовой состав леса: ель, лиственница; реже - кедр, береза, сосна.

Рельеф имеет слабое эрозионное, долинно-балочное и сильное озерное расчленение (заозёренность района около 10%); осложнен речными террасами, буграми пучения. На всех формах рельефа характерно разобщенное залегание современной и древней вечной мерзлоты водораздельно-долинного типа.

Климат района резко континентальный. Продолжительность устойчивых морозов около 180 дней. Количество дней с метелями больше 30. Средняя температура воздуха холодного периода - 22 - 30 °С. Снежный покров сохраняется 210 дней, а высота покрова достигает 0,5 м на водоразделах, и до 2 - 2,5 м в долинах рек и оврагах. Лето короткое, прохладное. Средняя температура самого теплого месяца июля +15°С. Продолжительность отопительного сезона - 275 дней.

Гидрографическая сеть представлена реками, формирующими бассейн реки Таз — это верхнее течение реки Часелька и левые притоки реки Толька, а также бассейн реки Пур - реки Харампур и Пюнятьяха, правые притоки реки Айваседапур. Все эти реки не судоходны, с узкими долинами и сильно извилистыми руслами. Водоразделы сильно заболочены и заозёрены. Лед на водоемах образуется во второй половине октября, а вскрытие их ото льда происходит в конце мая.

Центральной геолого-поисковой партией Главтюменьгеологии в районе Самотлорского нефтегазоконденсатного месторождения были проведены поисково- разведочные работы и выявлен ряд участков и месторождений песков и кирпичных глин.

В настоящее время пески Самотлорского участка используются для отсыпки площадок и подъездных путей на площади нефтегазоконденсатного месторождения.

По результатам технологических испытаний сырье пригодно для производства строительного кирпича марки «100». Запасы по категории В составляют 396,9 тыс. м3, по категории С1 - 720,5 тыс. м3.

Полезная толща представлена мелкими песками, средняя толщина которых составляет 0,92 м. Запасы песка по категории С2 составляют 184 тыс. м3. Площадь месторождения равна 20 га.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения

По состоянию на 1.01.2011 г пробурено 214 добывающих скважин [1]. Южная площадь. Разбуривание площади ведется с 1998 года. В действующем фонде находится 186 добывающих скважин.

Совместно работают 26 скважин на объект Ю1-2 + Ю1-3; 38 скважин - на пласты Ю1-1 + Ю1-2; 7 скважин - на Ю1-3 + Ю1-4; 59 скважин - на пласты Ю1-1 + Ю1-2 + Ю1-3, 7 скважин - на пласты Ю1-2 + Ю1-3 + Ю1-4, одна скважина 935б - на все 4 пласта Ю1–1-4.

Пробурено 43 нагнетательных скважины. Под закачкой находятся 41 скважина, из них 22 скважины работают совместно на объект Ю1-1+ Ю1-2 + Ю1-3; 6 скважин - на Ю1-1+ Ю1-2; 6 скважин - на Ю1-2 + Ю1-4, 4 скважины - на весь объект Ю1–1-4, 1 скважина - на Ю1-2 + Ю1-3 + Ю1-4, 2 скважины - на Ю1-2.

За 2011 год добыча нефти составила 948 тыс.т., жидкости - 1100,6 тыс.т., текущая обводненность продукции 13,6 %. Закачано 3177 тыс.м3 воды, текущая компенсация отборов закачкой составила 169,4 %. С начала разработки добыто 4927,6 тыс.т нефти и 5217,3 тыс.т жидкости. Воды с начала разработки закачано 8469 тыс.м3. Накопленная компенсация составила 91,5 %.

 

2.2. Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения

2.2.1. Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки

За весь период разработки безводная добыча нефти составила 51 %, порядка 2,5 млн.тонн. С обводненностью до 10 %, добыто 40,8 % от всей продукции, что составляет 2 млн.т нефти. Средний дебит нефти равен 17,1 т/сут, по жидкости 19,8 т/сут. Годовой отбор нефти на 25,8 % меньше проектного. Недобор нефти составил 329,2 тыс.т.

Синко-Лей [10] первым представил график (рисунок 2), определяя прямую зависимость безразмерной проводимости трещины, Формула, от эквивалентного радиуса призабойной зоны, Формула. Эта зависимость лежит в основе дизайна гидроразрыва применительно к любым пластам за исключением коллекторов с чрезвычайно низкой проницаемостью.

Рис. 2. Зависимость безразмерной проводимости трещины от эквивалентного 

Рис. 2. Зависимость безразмерной проводимости трещины от эквивалентного радиуса призабойной зоны (По Синко-Лей)

 

По данным скважины 260р:

По данным скважины 260р мД*м – проводимость трещины (где По данным скважины 260рмД при остаточной проводимости 30%);


Формула м – полудлина трещины;


Формула м – обычный радиус призабойной зоны;


Формула мД – проницаемость пласта.

3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1. Определение экономической эффективности при реализации ГРП

В данном разделе произведем экономическую оценку эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на девяти скважинах Самотлорского месторождения.

Экономическая оценка эффективности выполнена на основе прогнозируемых технологических показателей, принятых нормативов вложений и текущих затрат за период сохранения эффекта после стимуляции пластов гидроразрывом.

Экономическая оценка выполнена в соответствии с «Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» (РД 153-39-007-96) [11] и «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов», утвержденными Минэкономики РФ, Минфином РФ и Госстроем РФ [12] от 21.06.1999 г, № ВК 477.

Предусматривается полная уплата всех налогов в соответствии с действующей на 01.01.2009 г в России системой налогообложения.

Для экономической оценки гидравлического разрыва пласта рассчитаны следующие показатели эффективности:

-       чистая прибыль полученная предприятием;  

-       экономический эффект от ГРП;

Результатом экономической оценки является выявление рациональности данного технологического решения при разработке месторождения, отвечающего критерию достижения максимального экономического эффекта от возможно полного извлечения из пластов запасов нефти при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды.

 

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Авторский надзор за разработкой Самотлорского месторождения. 2011.

2. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: Недра 1999. 168 с.

3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М,: Недра, 1986. 362 с.

4. Гиматудинов М.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. М,: Недра, 1983. 449 с.

5. Выполнение ГРП на месторождении. Контроль качества // Справочное руководство, Компания Шлюмберже, 2008.

6. Губский А. Н. Технология концевого экранирования на месторождениях Западной Сибири // Нефтегазовое обозрение – 2000. №10 С. 4-9.

7. Дияшев И.Р., Небесный А.И., Гилларди М.П. Супер – ГРП на Ачимовских пластах Яранейского месторождения. (Западная Сибирь) // Нефтегазовое обозрение – 2005. №3 С.75-83.

8. Кевин Армстронг, Нил Василисиа, Джим Коллинс. Усовершенствованные рабочие жидкости для ГРП и улучшение экономических показателей скважин // Нефтегазовое обозрение – 1999. №4 С.46-63.

9. Prats, M. Effect of Vertical Fractures on Reservoir Behavior – Incompressible Fluid Case. Влияние вертикальных трещин на режим работы резервуара – случай несжимаемой жидкости // SPE Petroleum Engineering – 1961. №6 С. 105-118.

10. Стандарт Компании Роснефть. Порядок подбора кандидатов на проведение, расчета эффекта и оценки эффективности геолого-технических мероприятий // № П4-02 С-00. Москва, 2010.

11. РД 153-39.0-007-96 «Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений».

12. «Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования» Утверждены Госстроем России, Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Госкомпромом России 31.03.94, № 7-12/47.