Общая характеристика и геологическое строение Когалымского месторождения. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Описание технологии гидравлического разрыва пласта, применяемое оборудование. Выбор скважины расчет основных параметров.
Аннотация к работе
Нефтегазодобывающая промышленность занимает особое место в экономике страны. 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. 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.Когалымское месторождение находится в северо-западная части Сургутского района ХМАО, в 17 км северо-западнее г. Абсолютные отметки изменяются с севера на юг от 70 до 85 м; сейсмически спокойный район. Озера замерзают в октябре, длительность ледостава 190-200 дней, максимальная толщина льда 70-120 см; мелкие озера и реки промерзают до дна. Подземные воды атлымско - новомихайловского водоносного горизонта используются для хозяйственно - питьевых нужд, четвертичного - только для технических целей. Территория месторождения расположена в зоне не сплошного распространения многолетних мерзлых пород.Когалымское нефтяное месторождение открыто в 1972 году первой поисковой скважиной 22, давшей промышленный приток нефти дебитом 29 м3/сут через 8 мм штуцер из интервала 2596-2600 м.Геологический разрез Когалымского месторождения представлен платформенными песчано-алевролито-глинистыми отложениями юрско-четвертичного возраста и подстилающими его эффузивно-метаморфическими породами фундамента. Разрез большей части верхнеюрского отдела состоит (снизу-вверх) из васюганской, георгиевской и баженовской свит. Литологически свита разделяется на четыре пачки (снизу-вверх): пласт Ю11 (разнозернистые песчаники, конгломераты), тогурскую глинистую, Ю10 (переслаивание алевролитов и глинисто-песчанистых прибрежно-морского генезиса) и радомскую пачку, сложенную аргиллитоподобными глинами темно-серыми, иногда углистыми. Пласт Ю10 в скважине 161 керном не охарактеризован, его описание приводится по скважине 114 Тевлинской площади, где он представлен переслаиванием песчаников и аргиллитов. По данным кернового материала из скважины 161 в интервале 2798-2808 м пласт ЮС1, находящийся в кровле свиты, представлен песчаниками серыми, среднезернистыми, крепкими, с включениями растительного детрита и пирита и алевролитами темно-серыми, глинистыми, а также аргиллитами черными, углистыми, тонкослоистыми, слюдистыми, плотными.Когалымское месторождение расположено на северо-восточном склоне Сургутского свода, который осложнен структурой II порядка - Тевлинским куполовидным поднятием. На территории последнего находится Когалымское поднятие - структура III порядка. В связи с уточнением корреляции в северо-западной и западной частях площадь залежи сократилась, а получение новых данных сейсмических исследований 1990-х гг., бурения разведочных скважин в южной части лицензионного участка и эксплуатационных скважин на восточном склоне поднятия привело к расширению границ залежей в соответствии с выполненными структурными построениями и результатами переинтерпретации ГИС. Эта залежь характеризуется обширной водонефтяной зоной, площадь ее составляет 49.4 % от общей площади залежи. ВНК по залежи в среднем находится на ранее принятой а.о.Физико-химические свойства нефти и растворенного газа Когалымского нефтяного месторождения изучались по данным исследований глубинных и поверхностных (устьевых) проб нефти, проведенных в лабораториях исследований пластовых нефтей и газа Центральной лаборатории Главтюменьгеологии (в период разведочных работ), СИБНИИНП и специализированными НПП «Нефтеком» и «Реагент» (на стадии промышленного освоения). В качестве методического основания проводимых исследований глубинных проб использовался отраслевой стандарт ОСТ 39-112-80 “Нефть. Для подсчета запасов нефти и растворенного газа использовались значения плотности нефти, пересчетного коэффициента и газосодержания, определенные по данным дифференциального разгазирования глубинных проб до стандартных условий. Компонентный состав пластовой, разгазированной нефти и выделившегося газа определялся методом газожидкостной хроматографии, средние значения для пластов приведены в табл. Содержание азота, диоксида углерода и других неуглеводородных компонентов в газе и нефти незначительное и, как правило, в сумме не превышает 2 % объемных.Проектные решения по Когалымскому нефтяному месторождению, недропользователем которого является ЗАО «ЛУКОЙЛ - АИК», подготовлены и утверждены следующие проектные документы: 1. По показателям разработки, утвержденным протоколом ЦКР № 2149 от 29.05.97г. на основании "Уточненной технологической схемы разработки Когалымского месторождения" эксплуатационный фонд должен был составить 272 добывающие скважины и 65 нагнетательных, действующих скважин, соответственно, 258 и 62. По показателям разработки «Авторский надзор» соответственно нефтяных-224 скважины, нагнетательных - 73 скважин, действующих нефтяных - 210, нагнетательных - 7
2.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Основные проектные решения по разработке Когалымского месторождения
3.2 Текущее состояние разработки
3.2.1 Добыча флюида
3.2.2 Закачка воды
3.3 Текущее состояние заводнения на Когалымском месторождении
3.4 Фонд скважин
4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1 Применение ГРП в отечественной и зарубежной практике
4.2 Оборудование, применяемое для ГРП
4.3 Состав комплекса специальной техники применяемой СП "Катконефть»
4.4 Подземное оборудование, применяемое для проведения ГРП
4.5 Жидкость разрыва и расклинивающий агент при ГРП
4.5.1 Жидкость применяемая при ГРП
4.5.2 Пески применяемые при ГРП
5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
5.1 Выбор скважины для ГРП
5.2 Описание технологии ГРП
5.2.1 Геофизические работы перед ГРП
5.2.2 Основные виды процесса ГРП
5.3 Наименование работ, выполняемых для подготовки скважины к ГРП
5.4 Наземные операции и технология проведения ГРП СП "Катконефть"
5.5 Наименование работ, выполняемых для освоения скважин после ГРП
5.6 Расчет основных параметров ГРП
5.6.1 Расчет ГРП пласта 2БС11 на скважине 1035 куста 28
5.7 Диаграмма основных показателей ГРП
5.8 Определение интервалов продуктивной мощности после ГРП
5.9 Анализ эффективности ГРП
6. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
6.1 Анализ экологической ситуации по ТПП «КНГ»
6.2 Мониторинг окружающей среды
7. РЕКОМЕНДАЦИИ
Список используемой литературы
Введение
гидравлический разрыв пласт месторождение
Нефтегазодобывающая промышленность занимает особое место в экономике страны.
Одним из основных методов повышения эффективности разработки месторождений является обработка призабойной зоны пласта в частности ГРП 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.
Целью данного курсового проекта является наглядное изображение эффективности применения одного из методов воздействия на призабойную зону пласта - ГРП на Когалымском месторождении ЗАО ЛУКОЙЛ АИК.