На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Работа № 97995


Наименование:


диплом АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОИЗВОДСТВА ГРП НА СУГМУТСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Информация:

Тип работы: диплом. Добавлен: 15.6.2016. Сдан: 2016. Страниц: 58. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


СОДЕРЖАНИЕ


ВВЕДЕНИЕ 7
1 ХАРАКТЕРИСТИКА СУГМУТСКОГО МЕСТOРOЖДЕНИЯ 8
1.1 Географическое положение 8
1.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов 10
1.3 Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов 15
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 17
2.1 Анализ показателей разработки Сугмутского месторождения 17
2.2 Анализ показателей работы фонда скважин 22
2.3 Анализ выполнения проектных решений 28
3 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОИЗВОДСТВА ГРП НА СУГМУТСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ 30
3.1 Технология и моделирование процесса ГРП 30
3.1.1 Критерии выбора скважин 34
3.1.2 Процесс ГРП 35
3.2 Анализ эффективности ГРП на скважинах СУГМУТСКОГО месторождения в 2009 году 36
3.2.1 Анализ эффективности ГРП по скважинам, отремонтированным в 2009 году 37
3.2.2 Определение зависимости результатов ГРП от объёмов закачиваемого проппанта 42
3.2.3 Анализ динамики и темпов изменения дебита скважин после проведения ГРП по месторождению и группам скважин 44
3.3 Расчеты, производимые перед ГРП 47
3.3.1 Расчёт параметров ГРП. 47
3.3.2 Расчёт прочностных характеристик НКТ 51
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 56
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 57

ВВЕДЕНИЕ


В течение последних лет в нефтяной промышленности наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению структуры запасов нефти, что проявляется в увеличении количества вводимых месторождений с осложненными геолого-физическими условиями, повышении доли карбонатных коллекторов с высокой вязкостью нефти. Это обуславливает необходимость поиска, создания и промышленного внедрения новых технологий воздействия на пласт и призабойную зону пласта.
И Сугмутское месторождение не стало исключением. В последнее время прослеживается значительное снижение темпов отбора нефти из пластов. И связано это в большей степени с ухудшающимися значениями проницаемостей прискваженных зон, а также некачественного дренажа пластов.
Одним из лучших решений этой проблемы и является гидравлический разрыв пласта. Этот процесс впервые был применён за рубежом в 1949 и в данный момент распространён по всему миру, в том числе и у нас. С помощью ГРП удаётся повысить процент извлечения на 25-30 единиц, а успешность работы составляет порядка 90%.
Целью выпускной аттестационной работы является анализ эффективности проведённых на Сугмутском месторождении гидроразрывов, а также сравнение результатов ГРП по разным технологиям.
1 ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ


1.1 Географическое расположение

В административном отношении Сугмутское месторождение расположено на границе Надымского и Пуровского районов Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.
Районный центр Надымского района-г. Надым, Пуровского-посёлок городского типа Тарко-Сале, окружной центр - г. Салехард, областной-г. Тюмень. Район работ находится в верховьях рек Надыма и Пякупура.
Площадь месторождения относится к южной части Южно-Надымско-Пуровской провинции лесной равнинной зоны Западной Сибири. В морфоструктурном отношении месторождение находится в северной части Увала Нумто.
Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от плюс 50 м до плюс 150 м. Господствующими являются северо-таежные ландшафты относительно высокой полого-холмистой равнины с елово-пихтовыми и березово-еловолиственными лесами на торфянисто-подзолистых почвах. Район расположен в области разобщенного залегания современной и многолетней мерзлоты.
Толщина верхнего слоя современной мерзлоты изменяется в зависимости от геоморфологии и литологии от 15-30 м до 50 м. Слой сложен четвертичными отложениями и прерывается на участках речных долин, где получили развитие надмерзлотные талики до глубин 100-150 м.
Основу гидрографической сети составляют реки Надым и Казым с их многочисленными притоками, наиболее крупными из которых являются: Семиеган, Сютыпойяха, Ямбьяха, Етыяха. На территории района работ распространено большое количество небольших и неглубоких озер и болот.

Рисунок 1 - Обзорная карта Сугмутского месторождения

Климат резко континентальный. Зима продолжительная, суровая, снежная. Лето короткое, сравнительно теплое и дождливое. Средняя температура самого холодного месяца января минус 23.5 градуса. Абсолютный минимум температуры зимой минус 50 градусов. Средняя температура самого теплого месяца июля плюс 15.5 градуса, абсолютный максимум температуры достигает плюс 35 градусов.
Сугмутское месторождение находится в непосредственной близости от разрабатываемых Суторминского, Муравленковского, Крайнего и ряда других месторождений. От этих месторождений до Сургута-Омска проходит трасса нефтепровода и параллельно железной дороге Сургут-Уренгой - трасса газопровода Уренгой-Челябинск-Новополоцк. Район населен слабо.
Населенные пункты, в основном, сосредоточены в пойме реки Оби и вдоль железной дороги Тюмень-Сургут-Уренгой. Плотность населения составляет 1-2 человека на 1 км2. Коренное население - ханты и манси - ведут полукочевой образ жизни, занимаются охотой, оленеводством, рыбной ловлей.

1.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Геологический разрез представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского платформенного чехла и складчатого палеозойского фундамента. Полный разрез осадочного чехла вскрыт разведочной скважиной номер 423, толщина которого составляет 3946 м. Остальные разведочные скважины рассредоточены равномерно по всей площади и вскрывают нижнемеловые отложения. Эксплуатационный фонд скважин разбурен в пределах от разведочных скважин 409-410 на севере по 440-419 на юге.
Доюрский комплекс.
Сложен породами триас-палеозойского фундамента, который вскрыт на глубине 3946 м скважиной номер 423. Представлен базальтами серо-зелеными участками до черных с массивной текстурой, с большим количеством тонких трещин, заполненных кальцитами. Вскрытая толщина фундамента - 359 метров.
Юрская система.
Представлена всеми тремя отделами и вскрыта скважинами номер 423, 419, 430 на глубинах: тюменская свита (TMNS) 3235 - 3275 м, васюганская свита (VSGN) 3204 - 3243 м, георгиевская свита (GRGV) 3193 - 3236 м, баженовская свита 3166 - 3214 м.
Меловая система.
Осадочная толща представлена нижним и верхним отделами, суммарной толщиной 2315-2412 м. Вскрыта всеми скважинами, согласно залегает на отложениях верхнеюрского возраста.
Ачимовские отложения (БС22-16) сложены песчаниками, аргиллитами темно-серыми, часто замещающимися и чередующимися. В исследуемом районе продуктивность этого интервала не установлена. Толщина отложений составляет 85-156 м.
Мегионская свита представлена переслаиванием пластов аргиллитов, песчаников и алевролитов. В толще выделяется серия песчаных пластов (БС15-9). Промышленная нефтеносность установлена в пласте БС92, который сложен песчаниками светло-серыми, серыми, мелкозернистыми, слабоизвестковыми, с выраженной слоистостью. Завершается разрез мегионской свиты пачкой темно-серых аргиллитов - чеускинской пачкой глин.
Анализ микрофауны позволяет датировать возраст мегионской свиты в исследуемом районе, как берриас-ранний валанжин. Мощность отложений колеблется в пределах 440-484 м.
Вартовская свита сложена морскими и прибрежно-морскими осадками, представленными неравномерным переслаиванием аргиллитов и песчаников. Признаков нефтенасыщения в пластах БС1-БС8 и пластах группы АС, выделяемых в толще свиты, не отмечено. Толщина свиты составляет 430-546 м.
Алымская свита сложена толщей серых и темно-серых аргиллитов и песчаников. Толщина свиты составляет 186-241 м.
Отложения Покурской свиты относятся к континентальным и частично прибрежно-морским осадкам апт-альбского и сеноманского возраста. Сложена свита толщей серых, зеленовато-серых, часто чередующихся между собой прослоев алевролитов, слабосцементированных песчаников и глин общей толщиной 832-869 м с включениями обугленных растительных остатков. Общая толщина 832-869 м. Верхний отдел представлен мощной
пачкой глинистых пород, по возрасту определенных в кузнецовскую, березовскую и ганькинскую свиты. Толщина отложений верхнего мела по площади изменяется от 1248 м до 1604 м.
Палеогеновая система.
Отложения развиты повсеместно, представлены морскими осадками талицкой, люлинворской, тавдинской свит и континентальными - атлымской, новомихайловской и туртасской свит.
Талицкая свита залегает на морских отложениях нижнего мела и повсеместно перекрывается люлинворской свитой. Сложена глинами темно-серыми, местами с линзами глауконитовых песков. Толщина свиты 131-166 м.
Люлинворская свита сложена опоками и опоковидными глинами. Возраст ограничивается нижнесредним эоценом по микрофауне и флоре. Толщина свиты составляет 195-237 м.
Тавдинская свита завершает разрез морского палеогена и сложена зеленовато-серыми глинами, с прослоями алевролитов. Возраст установлен по палинокомплексу и фораманифер и относится к верхнему эоцену. Толщина свиты 140-170 м.
Атлымская свита представлена континентальными аллювиально-озерными образованиями. Пески светло-серые до белых, с прослоями алевролитов и глин. Толщина свиты изменяется от 5 до 40 м.
Новомихайловская свита согласно залегает на атлымской, сложена глинами коричневато-серыми с прослоями песков и бурых углей. Возраст олигоцен и определен по спорово-пыльцевому комплексу. Толщина составляет 30-60 м.
Туртасская свита залегает трансгрессивно на отложениях новомихайловской свиты. Отложения сложены озерными фациями: глинами, алевролитами, тонкозернистыми песками. Толщина свиты составляет 40-70м.
Четвертичные отложения.
Эти отложения развиты повсеместно. Сложены торфяниками, песками, глинами, суглинками, аллювиальными отложениями пойменных террас. Толщина отложений около 50 м.
Месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты, где в структурно-тектоническом строении принимает участие весьма разнообразный комплекс горных пород, охватывающий по возрасту отложения от докембрийских до четвертичных. В его разрезе выделяют три структурно-тектонических этажа: складчатый фундамент, промежуточный структурный комплекс и осадочный чехол.
Поверхность складчатого фундамента имеет гетерогенное строение и залегает на глубинах 4000-4600 м. На Сугмутском месторождении фундамент вскрыт скважиной номер 423 на глубине 3946 м, и представлен серо-зелеными базальтами с большим количеством мелких трещин, выполненных кальцитом.
Отложения промежуточного комплекса приурочены к прогнутым зонам фундамента и распространены по всей территории месторождения.
Представлен комплекс слабодислоцированными неметамор-физованными эффузивно-осадочными образованиями пермо-триасового возраста. Оба этих этажа объединены в доюрское основание, которое изучено сейсморазведочными работами по горизонту А, приуроченному к поверхности несогласия, разделяющей осадочный чехол и подстилающие породы.
Рассматриваемое месторождение в тектоническом отношении расположено в северной части Среднеобской мегаантеклизы, которая характеризуется умеренными глубинами до подошвы чехла в пределах 2.5-4 км и незначительными градиентами их изменения. В ее пределах обосабливается полукольцевая система относительно мелких синеклиз, которая опоясывает с запада, юга и востока две антеклизы: Хантейскую и Кеть-Вахскую.
Площади синеклиз измеряются первыми сотнями тысяч квадратных километров, они осложнены впадинами, мегапрогибами и небольшими сводообразными поднятиями. Сугмутское месторождение расположено в пределах Хантейской антеклизы, или скорее, в приграничной зоне двух надпорядковых структур: Надым-Тазовской синеклизы и Хантейской антеклизы. Амплитуда антеклизы по отношению к днищу синеклизы не превышает 1 км. В пределах Хантейской антеклизы доминируют своды, меньшее значение имеют мегавалы, а на долю мегапрогибов приходится менее 40% общей площади антеклиз.
Сопоставление структурных планов по отражающим горизонтам А, Б, М, Г показывает, что основные структурные элементы с незначительным смещением в плане прослеживаются по разрезу снизу-вверх с постепенным выполаживанием форм и изменением конфигурации. Этот факт говорит об унаследованном характере осадконакопления.
Исключением является горизонт НБС101, который в клиноформной части представляет собой моноклиналь, которая погружается в западном направлении примерно на 300-350 м. Отражающий горизонт НБС101 контролирует кровлю продуктивного пласта БС92, который приурочен к клиноформной зоне СФЕ БС101 и является основной залежью Сугмутского месторождения.
Структурный план кровли продуктивного........

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ


1 Гнездов, A.B. Вероятностный подход к вопросам образования и развития трещин гидроразрыва пласта Текст. / A.B. Гнездов, Ф.И. Важинский, Р.Г. Гилаев, Г.Т. Вартумян // Инженер-нефтяник. 2008. - № 3. - С. 14 - 15.
2 Соболь, И.М. Метод Монте-Карло Текст. / И.М. Соболь. М.: Наука, 1972 - 64 с.
3 Кудряшов, С.И. Гидроразрыв пласта как способ разработки низкопроницаемых коллекторов на месторождениях НК «Роснефть» Текст. / С.И. Кудряшов, С.И. Бачин, И.С. Афанасьев, А.Р. Латыпов и др. // Вестник ЦКР Роснедра. 2006. - № 2. - С. 72 - 84.
4 Загуренко, А.Г. Технико-экономическая оптимизация дизайнам гидроразрыва пласта Текст. / А.Г. Загуренко, A.A. Коротовских и др. // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 3. - С. 54 - 57.
5 Хасанов, М.М. Методические основы управления разработкой месторождений ОАО «НК «Роснефть» с применением гидроразрыва пласта Текст. / М.М. Хасанов // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 3. - С. 38 - 40.
6 Пасынков, А.Г. Развитие технологий гидроразрыва пласта в ООО «РН Юганскнефтегаз» Текст. / А.Г. Пасынков, А.Р. Латыпов, A.B. Свешников, А.Н. Никитин // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 3. - С. 41 - 43.
7 Фахретдинов, Р.Н. Результаты применения гидроразрыва пласта для разработки южной лицензионной территории Приобского нефтяного месторождения Текст. / Р.Н. Фахретдинов, A.B. Бровчук // Нефтяное хозяйство. -2007.- № 3. С. 44-47.
8 Судо, P.M. Разработка низкопроницаемых пластов на месторождениях ОАО «РИТЭК» с применением гидроразрыва пласта Текст./ Р.М. Судо // Нефтяное


хозяйство. 2007. - № 3. - С. 48 - 50.
9 Александров, С.И. / Применение пассивных сейсмических наблюдений для контроля параметров гидроразрыва пласта Текст. / С.И. Александров, Г.Н. Гогоненков, В.А. Мишин // Нефтяное хозяйство. 2009. - № 5. - С. 64-66.
10 Александров, С.И. Пассивный сейсмический мониторинг для контроля геометрических параметров гидроразрыва пласта Текст. / С.И. Александров, Т.Н. Гогоненков, А.Г. Пасынков // Нефтяное хозяйство. 2007. - №3.-С. 51-53.
11 Горобец, Е.А. Особенности применения гидроразрыва пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов Самотлорского месторождения Текст. / Е.А. Горобец, М.А. Гапонов, А.П. Титов, С.Х. Абдульмянов // Нефтяное хозяйство. 2011. - № 3. - С. 54 - 55.
12 Земцов, Ю.В. Технология восстановления продуктивности скважин, в которых проведен гидроразрыв пласта Текст. / Ю.В. Земцов, А.Г. Газаров, В.Н. Сергиенко, П.Г. Морозов, М.А. Салихов // Нефтяное хозяйство. 2010. - № 3. - С. 56-59.
13 Вартумян, Г.Т. Гидравлические сопротивления пористых каналов большой протяженности Текст. / Г.Т. Вартумян, Р.Г. Гилаев, A.B. Гнездов, А.Т. Кошелев, С.В. Смык // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2009. - № 8. - С. 18 - 20.
14 Захарченко, Е.И. Обоснование принципов построения динамической модели продуктивного пласта Текст. / Е.И. Захарченко, A.B. Гнездов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2010. - №4.-С. 40-42.
15 Гнездов, А.В. Совершенствование конструкций фильтров горизонтальных скважин Текст. / А.В. Гнездов, А.Г. Вартумян // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2008. - № 4. - С. 37- 39.
16 Гнездов, А.В. Системный подход к конструкции фильтров горизонтальных скважин Текст. / А.В. Гнездов // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: тез. докл. VIII науч.-практ. конф. -М., 2008.-С. 17.
17 Максимович, Г.К. Опыт гидравлического разрыва пластов на промыслах Татарии и Башкирии Текст. / Г.К. Максимович // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 3. - С. 118 - 120.
18 Мангазеев, П.В. Гидродинамические исследования скважин: учебное пособие Текст. / П.В. Мангазеев и др. Томск: Изд-во ТПУ, 2008. - 340 с.
19 Афанасьев, И.С. Прогноз геометрии трещины гидроразрыва пласта Текст. / И.С. Афанасьев, А.Н. Никитин, И.Д. Латыпов, A.M. Хайдар, Г.А. Борисов // Нефтяное хозяйство. 2009. - № 11. - С. 62 - 66.
20 Телков, А.П. Образование трещин в продуктивном пласте при гидравлическом разрыве Текст. / А.П. Телков, Н.С. Грачева, К.О. Каширина // Газовая промышленность. 2008. - № 3. - С. 17 - 20.
21 Иванов, С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам: Учеб. пособие Текст. / С.И. Иванов. М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2006.-565 с.
22 Бриллиант, T.С. Моделирование технологии ГРП в неоднородных пластах Текст. / Л.С. Бриллиант, А.В. Аржиловский, М.А. Вязовая, А.С. Русанов, А.Н. Лазеев, А.Ю. Барташевич // Вестник ЦКР Роснедра. 2006. - № 1.-С. 67-72.
23 Методические рекомендации по проектированию и обеспечению качества проведения гидравлического разрыва пласта на действующем фонде скважин Оренбургского месторождения Текст. Оренбург, 2010. - 57 с.
24 Гнездов, A.B. О точности расчетов параметров трещин при гидроразрыве пласта Текст. / A.B. Гнездов // Горный информационно-аналитический бюллетень. М.: Государственный горный университет. - 2010. -№ 3. - С. 95-97.
25 Жданов, С.А. Системная технология воздействия на пласт Текст. / С.А. Жданов, Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков // Вестник ЦКР Роснедра. 2006. -№ 1.-С. 39-52.
26 Гнездов, A.B. Краткий анализ технологий и результатов гидроразрыва пласта Текст. / A.B. Гнездов, Р.Ф. Ильгильдин // Нефтепромысловое дело.-2008.-№ 11.-С. 78-80.


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть похожие работы

* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.