Анализ методов интенсификации добычи нефти на Приобском месторождении

Содержание :

Введение

1. Геологическая характеристика  Приобского  месторождения

 

1. Общие сведения о месторождении
2. Литостратиграфический  разрез
3. Тектоническое  строение
4. Нефтеносность
5. Характеристика  продуктивных  пластов
6. Характеристика  водоносных  комплексов
7. Физико-химические  свойства  пластовых  флюидов
8. Оценка  запасов  нефти
1. Запасы  нефти

 

 

 

2. Основные  технико  – экономические  показатели  разработки   Приобского  месторождения

 

         2.1   Динамика  основных   показателей  разработки                                  

                 Приобского  месторождения                             

         2.2   Анализ  основных  технко  – экономических  показателей              

                 разработки

         2.3   Особенности  разработки ,   влияющие  на  эксплуатацию            

                 скважин

4. Выбор  метода  воздействия  на нефтяную  залежь
5. Геолого – физические  критерии  применимости  различных  методов  воздействия  на  Приобском  месторождении
1.    Заводнение  пластов
2.    Методы  воздействия на  призабойную  зону         

                                  скважины для интенсификации  добычи  нефти

                                  2.5.2.а    Кислотные обработки

                                  2.5.2.б    Гидроразрыв  пласта

                                  2.5.2. в   Повышение эффективности перфорации

 

 

 

3.Анализ  методов  интенсификаци  добычи нефти  на Приобском  месторождении

 

         3.1  Анализ  эффективности  мероприятий  по дострелу и   

                приобщению продуктивных  коллекторов

         3.2  Применение  гидроразрыва  на  Приобском      месторождении

               

1. Оценка  дополнительной добычи от проведения ГРП на  Приобском месторождении в зависимости от  различных   факторов
1. Анализ  эффективности  проведения  ГРП  в  зависимости от компаний , проводивших гидроразрыв  на Приобском  месторождении
2. Анализ  эффективности  проведения  ГРП  в зависимости от основы  закачиваемого в пласт геля

        3.3  Сравнение методов интенсификации , применяемых на  

               Приобском месторождении ( приобщения , дострел и ГРП )

               3.3.1. Сравнение дополнительной добычи  нефти на                         

                         1 скв./операцию

2. Сравнение дополнительной добычи от методов перфорации  и

метода гидроразрыва пласта

 

Вывод

 

 

4. Технология  проведения ГРП

 

1.  Методика проведения процесса ГРП
2. Применяемые жидкости
3. Подготовка скважины к гидроразрыву
4. Выбор жидкости разрыва , качества песка , жидкости – песконосителя   и продавочной жидкости
5. Технологический процесс ГРП и план его проведения
6. Определение расчетных показателей процесса ГРП
1. Расчет основных характеристик процесса гидроразрыва пласта
7. Заключительные работы по ГРП и освоение
8. Исслежования скважины после гидроразрыва
9. Режим работы скважин прсле ГРП

 

 

 

5. Экономическая часть

 

Введение

    5.1  Краткая характеристика  ОАО «Юганскнефтегаз»

1. Организационно-правовой статус

   5.2  Производственные   функции   Дирекции  по  обустройству           

                месторождений нефти и газа ( ДОМНГ )

    5.3 Динамика технико–экономических показателей производства

   5.4  Расчет экономического эффекта от проведения гидроразрыва пласта .

 

6. Безопасность и экологичность проекта

 

 Введение

      6.1 Основные производственные  опасности и вредные факторы  на         проектируемом объекте

1. Метеоусловия на рабочих местах

           6.1.2  Производственное освещение

6.1.3  Шум и вибрация, их источники и уровень действия

4. Опасность  поражения электрическим током
5. Поражение щелочами и кислотами
6. Пожаробезопасность
7. Мероприятия по снижению опасных и вредных  факторов
8. Токсичные вещества
9. Средства индивидуальной защиты
2. Охрана труда на предприятии
3. Охрана окружающей среды
1. Воздействие на атмосферу
2. Воздействие на почвенно растительный слой
3. Воздействие на поверхностные воды

     6.4      Методы очистки газов от оксида углерода

  

 

Заключение .

Список  используемой  литературы.

 

 

 

      

 

 

 

 

 

Введение

         Тема  моего  дипломного  проекта  : « Анализ методов  интенсификации  добычи нефти  на Приобском   месторождении» .

Нефтяная промышленность является одной из важнейших составляющих  экономики  России,  непосредственно влияющей  на формирование бюджета страны и её экспорт.

        Состояние  ресурсной  базы  нефтегазового  комплекса   является  .наиболее  острой  проблемой   на  сегодняшний день . Ресурсы  нефти  постепенно  истощаются , большое  число  месторождений  находится в конечной  стадии  разработки и  имеют  большой  процент  обводненности ,  поэтому , наиболее  актуальной  и  первостепенной  задачей  является  поиск  и введение  в эксплуатацию  молодых   и перспективных месторождений ,  одним из  которых является  Приобское месторождение (  по  запасам   - оно одно   из  крупнейших  месторождений России ) .

    Балансовые  запасы нефти, утвержденные ГКЗ,  по категории С₁ составляют 1827,8 млн.т., извлекаемые 565,0 млн.т. при коэффициенте нефтеизвлечения 0,309 с учетом запасов в охранной зоне под поймами рек Обь и Большой Салым.

  Балансовые запасы  нефти категории С₂ составляют 524073 тыс. т., извлекаемые – 48970 тыс. т. при коэффициенте нефтеизвлечения 0,093.

  Приобское месторождение  имеет ряд характерных особенностей:

• крупное, многопластовое, по запасам нефти уникальное;
• труднодоступное, характеризуется значительной заболоченностью, в весенне-летний период большая часть территории затопляется паводковыми водами;
• по территории месторождения протекает река Обь, разделяющая его на правобережную и левобережную части.

      Месторождение   характеризуется сложным  строением   продуктивных  горизонтов . Промышленный  интерес  представляют  пласты АС10 , АС11 , АС12 . Коллектора  горизонтов  АС10 и АС11  относятся к средне  и низкопродуктивным , а АС12  к аномально низкопродуктивным .                Эксплуатацию  пласта  АС12  следует выделить  в отдельную проблему  разработки , т.к. ,  пласт АС12  к тому  же  является  самым   значительным  по  запасам   из  всех  пластов . Эта  характеристика  указывает  на  невозможность  освоения  месторождения  без  активного  воздействия  на его  продуктивные  пласты .

        Одним  из  направлений  решения  этой  проблемы  является  осуществление  мероприятий  по  интенсификации  добычи  нефти.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Геологическая  характеристика  Приобского  месторождения

1.1 Общие сведения  о месторождении

 

Приобское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Район работ удалён на 65 км к востоку от города Ханты-Мансийска,на 100 км   к западу от города Нефтеюганска .В настоящее время район относится к числу наиболее экономически быстро развивающихся в автономном округе , что стало возможным в связи с ростом объёмов геологоразведочных работ и нефтедобычи.

 Наиболее крупные  разрабатываемые близлежащие месторождения  : Салымское , расположенное в 20 км  на восток, Приразломное , расположенное в  непосредственной близости  , Правдинское - в 57 км  на юго-восток.

  К юго-востоку от  месторождения проходят трассы  газопровода Уренгой - Челябинск  - Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык-Омск .

Приобская площадь северной своей частью расположена в пределах Обской поймы - молодой аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой   мощности. Абсолютные отметки рельефа  составляют 30-55 м . Южная часть площади  тяготеет к плоской аллювиальной равнине на уровне второй надпойменной терассы со слабо выраженными формами речной эррозии и аккумуляции . Абсолютные отметки здесь составляют 46-60 м.

 Гидрографическая  сеть представлена протокой Малый  Салым, которая протекает в  субширотном направлении в северной части площади и на этом участке соединяется мелкими протоками Малой Берёзовской и Полой с крупной и полноводной Обской протокой Большой Салым . Река Обь является основной водной магистралью Тюменской области . На территории района имеется большое количество озёр , наиболее крупные из которых озеро Олевашкина , озеро Карасье , озеро Окунёвое . Болота непроходимые , замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта .

Климат района резко  континентальный с продолжительной зимой и коротким тёплым летом . Зима морозная и снежная . Самый холодный месяц года - январь ( среднемесячная температура -19,5 градусов С ). Абсолютный минимум -52 градуса С . Самым тёплым является июль ( среднемесячная температура  +17 градусов С ), абсолютный максимум  +33 градуса С . Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год , причём 75% приходится на тёплое время года . Снежный покров устанавливается во второй половине октября и продолжается до начала июня .Мощность снежного покрова от 0,7 м до 1,5-2 м. Глубина промерзания почвы 1-1,5 м.

Для рассматриваемого района характерны подзолистые глинистые  почвы на сравнительно возвышенных  участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. В пределах равнин аллювиальные почвы речных терасс в основном песчанистые, местами глинистые. Растительный мир разнообразен. Преобладает хвойный и смешанный лес.

Район находится в  зоне разобщённого залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемёрзлых пород. Приповерхностные мёрзлые грунты залегают на водоразделах под торфянниками. Толщина их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10-15 м, температура постоянная и близка к 0 градусов С.

На сопредельных территориях ( на Приобском месторождении мерзлые породы не изучены ) ММП залегают на глубинах от 140-180 м ( Лянторское месторождение ). Мощность ММП составляет 15-40 м, реже более. Мерзлыми являются чаще нижняя, более глинистая, часть новомихайловской и незначительная часть атлымской свит.

Наиболее крупными населенными пунктами, ближайшими к площади работ, являются города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких населенных пунктов - поселки Селиярово, Сытомино, Лемпино и другие. 

 

1.2 Литостратиграфический   разрез

 

Геологический разрез Приобского месторождения сложен мощной толщей (более 3000м) терригенных отложений осадочного чехла мезо-кайнозойского возраста, залегающих на породах доюрского комплекса, представленных корой выветривания.

Доюрские образования (Pz)

В разрезе доюрской толщи выделяется два структурных этажа. Нижний, приуроченный к консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит-порфиритами, гравелитами и метаморфизованными известняками. Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс, составляют менее дислоцированные эффузивно-осадочные отложения пермо-триасового возраста толщиной до 650м.

Юрская система (J)

Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним  и верхним.

В ее составе выделяются тюменская (J1+2), абалакская и баженовская свиты (J3).

Отложения тюменской свиты залегают в основании осадочного чехла на породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием и представлены комплексом терригенных пород глинисто-песчано-алевролитового состава.

Толщина отложений тюменской свиты изменяется от 40 до 450м. В пределах месторождения они вскрыты на глубинах 2806-2973м. Отложения тюменской свиты согласно перекрываюся верхнеюрскими отложениями абалакской и баженовской свит. Абалакская свита сложена темносерыми до черногоцвета, участками изветковистыми, глауконитовыми аргиллитами с прослоями алевролитов в верхней части разреза. Толщина свиты колеблется от 17 до 32 м.

Отложения баженовской свиты представлены темно-серыми, почти черными, битуминозными аргиллитами с прослоями слабоалевритистых аргиллитов и органогенно-глинисто-карбонатных пород. Толщина свиты составляет 26-38 м.

Меловая система (K)

Отложения меловой системы  развиты повсеместно представлены верхним и нижним отделами.