ПРЕЗЕНТАЦИЯ КСЕНИЯ (3)

1.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ ОРЕНБУРГСКОЙ ОБЛАСТИ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ АВТОНОМНОЕ ПРОФЕССИОНАЛЬНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ
УЧРЕЖДЕНИЕ
«ТАШЛИНСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ТЕХНИКУМ»
ОРЕНБУРГСКАЯ ОБЛАСТЬ, С. ТАШЛА
Дипломный проект
Тема: «Технологический процесс проведения ГРП в
скважинах Кошинского месторождения»
Студент 4 курса Группа № 45 Нарыжнева Ксения Ильинична

2.

Гидравлический разрыв, воздействуя на пласты и призабойную зону, повышает
производительность скважин, одновременно ускоряет отбор нефти и увеличивает
нефтеотдачу.
Повышение
производительности
скважин
и
нефтеотдачи
пласта
обусловливает широкое применение метода при разведке и разработке нефтяных
месторождений.
Объектом
исследования
являются
–
применяемые
на
Кошинском
месторождении Оренбургской области технологические процессы проведения ГРП.
Цель работы – анализ технологических процессов проведения ГРП в скажинах
Кошинского месторождения.
В настоящее время накоплен достаточно большой опыт по применению ГРП,
обработка и анализ которого дадут возможность усовершенствовать технику и технологию
метода.

3.

Общая характеристика Кошинского месторождения
В административном
отношении Кошинское
месторождение расположено
на территории Ташлинского
района Оренбургской области
в 17 км южнее районного
центра – с. Ташла
В региональном тектоническом отношении участок исследований располагается в южной части
Бузулукской впадины, на стыке с Прикаспийской впадиной.
Кошинский участок расположен в регионе с развитой добычей нефти и газа.
В 30 км юго-восточнее Кошинского ЛУ, в Казахстане, расположено разрабатываемое уникальное
по запасам нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак, с развивающейся добывающей,
перерабатывающей и транспортной инфраструктурой.

4.

Характеристика текущего состояния разработки нефтяного
месторождения
Нефтеносность Кошинского месторождения связана с залежами башкирского (С1b,
пласт А4), турнейского (C1t, пласт Т) ярусов, пашийского (D3ps, пласт Д1), ардатовского
(D2ard, пласт Д3) горизонтов, заволжского (D3zv, пласт Дзл) и окского (C1ok, пласты О4+5)
надгоризонта.
Выделение
эксплуатационных
объектов
на
месторождении
производилось на основании анализа данных о геологическом строении
продуктивных отложений, исходных геолого-физических характеристик, а
также данных опробования и эксплуатации пробуренных скважин.

5.

Учитывая
совпадение
залежей
пластов А4, О4+5 в плане (рис. 2) и весьма
невысокую
плотностью
запасов
(нефтенасыщенные толщины невелики и
составляют в среднем 10,4 – 14,0 м),
предложен вариант разработки пластов А4,
О4+5 в составе единого объекта разработки
С2b-C1ok (А4-O4+5) единой сеткой.
Отложения пластов Т турнейского яруса и
Дзл заволжского надгоризонта представлены
карбонатным типом коллектора. Средняя глубина
залегания пластов составляет 4 350 и 4 466 м
соответственно. По своей геолого-физической
характеристике пласты близки: характеризуются
невысокой пористостью 0,072 – 0,135 д. ед. и
проницаемостью 4-7 мД. Учитывая совпадение
залежей пластов Т и Дзл в плане (рис. 3),
предложен вариант разработки пластов единой
сеткой.
Рисунок 2 – Схема совмещенных контуров нефтеносности
продуктивных пластов C2b (А4) и C1ok (O4+5)
Рисунок 3 – Схема совмещенных контуров нефтеносности
продуктивных пластов C1t (Т) и D3zv (Дзл)

6.

Основные исходные характеристики предлагаемого варианта разработки объектов
представлены в таблице 2.
C2b-C1ok
C1t-D3zv
D3ps-D2ard
(А4-O4+5)
(Т-Дзл)
(Д1-3)
Режим разработки
ППД
ППД
ППД
Система размещения скважин
Треугольная
треугольная
треугольная
Расстояние между скважинами, м
600
600
600
Плотность сетки, га/скв.
37,0
45,2
47,6
- добывающих
≥ 0,75*Рнас
≥ 0,75*Рнас
≥ 0,75*Рнас
- нагнетательных
≤ Рпл+10
≤ Рпл+10
≤ Рпл+10
- добывающих
0,98
0,98
0,98
- нагнетательных
0,98
0,98
0,98
0,95
0,95
0,95
Характеристики
Забойное давление, МПа
Коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин,
доли ед.
Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин, доли
ед.
- добывающих

7.

Анализ состояния фонда скважин
В таблице 3 приводится распределение добычи нефти по объектам разработки по
состоянию на 01.01.2023г.
Таблица 3 - Распределение добычи нефти по объектам разработки на 01.01.2023г.
Накопленная
Объект
добыча нефти, тыс. Текущий КИН, д.ед. Отбор от НИЗ, %
т
С1t-D3zv (Т-Дзл)
25
0,012
2,8
С2b-C1ok (А4-O4+5)
169
0,014
2,7
D3ps-D2ard (Д1-3)
0
0
0
В целом
194
0,013
2,7
Учитывая стадию освоения месторождения (отбор от НИЗ – 2,7 % по категории запасов
С1, практически безводная продукция), можно сделать вывод о нецелесообразности
проведения анализа выработки запасов.

8.

Подбор скважин кандидатов для проведения гидравлического разрыва
При выборе скважины для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП)
первостепенное значение имеют гидродинамические характеристики пласта и призабойной
зоны скважины.
Выбор кандидатов скважин на проведение ГРП подразумевает под
собой
сложный
процесс
детального
изучения
свойств
пласта
и
конструкции скважин. Основными этапами процесса выделения скважин
кандидатов под ГРП являются следующие:
-сбор данных;
-оценка потенциала скважины;
-оценка технического состояния скважины;
-расчет дизайна ГРП.

9.

Для
эффективного
гидроразрыва
предпочтительны
малопроницаемые (до 0,05 мкм2), сцементированные и прочные
породы. Оптимальная толщина продуктивного слоя составляет от
5 до 15 метров. В скважинах с многослойными залежами или
пластами толщиной более 15 метров проводят многократные или
интервальные
воздействия.
Следует
избегать
разрывов
в
глинистых зонах, хотя присутствие глинистых линз не оказывает
значительного влияния на результат разрыва пласта.

10.

Технология проведения гидравлического разрыва пласта на Кошинском месторождении
Гидравлический
разрыв
пласта
(ГРП)
представляет
собой
современную
технологию
стимулирования добычи нефти и газа, направленную на повышение проницаемости и создание
искусственных трещин в горных породах, что обеспечивает увеличение притока углеводородов к
забою скважины. Эта методика нашла широкое применение на месторождениях с низкой
естественной проницаемостью и в пластах с недостаточным давлением для самостоятельной
добычи.
Перед началом проведения гидроразрыва осуществляется подготовка скважины, которая
включает установку специальных герметизирующих устройств — пакеров, способных изолировать
зону воздействия и обеспечить локализацию высоких давлений в пределах выбранного участка
пласта. Это позволяет исключить нежелательное распространение жидкости в другие зоны и
максимально эффективно воздействовать на проблемный участок.

11.

В ходе самой операции осуществляется нагнетание в пласт специальной жидкости под
высоким давлением, которое превышает предел прочности горной породы. В результате
этого воздействия в пласте формируются трещины, обеспечивающие новые пути для
миграции нефти или газа. В состав гидравлической жидкости могут входить различные
химические добавки, улучшающие её физико-химические свойства, такие как вязкость и
устойчивость, а также препятствующие развитию коррозии оборудования.
Гидравлический разрыв пласта требует применения специально
разработанных разрывных жидкостей, обладающих уникальными
физико-химическими характеристиками. Основу таких растворов
составляют вода, химические добавки и гелиобразующие
вещества, которые обеспечивают необходимую вязкость,
фильтрационную устойчивость и химическую инертность.

12.

Определение экономической эффективности при проведении
гидравлического разрыва пласта
Основными показателями, по которым можно судить об экономической эффективности
гидравлического разрыва пласта, являются прибыль от реализации и выручка от реализации.
Исходные данные для расчета экономических показателей
Показатели
Ед. изм.
Значение
Курс доллара
руб.
Цена барреля нефти Urals
долл/барр
53,30
Цена реализации нефти
руб./т
30 000
90
Количество проведенных ГРП
шт.
Дополнительная добыча нефти
т
1784,85
Дополнительная добыча жидкости
т
2868,9
тыс.руб.
2 911
Стоимость одного ГРП
Расчетный период
год
1
3

13.

Расчет технико-экономической эффективности показал, что в
течение трех лет после проведения гидравлического разрыва пласта
мы сможем извлечь дополнительно 1 784,85 тонн нефти, при этом
эксплуатационные затраты составят 27 508 тыс. руб.
Чистая прибыль от реализации дополнительно добытой нефти
составит 46 846 тыс. руб.
Можно сделать вывод о том, что предлагаемое мероприятие
эффективно и его можно рекомендовать для повышения
эффективности текущей системы разработки Кошинского
месторождения.

14.

Комплекс мероприятий по предупреждению и ликвидации загрязнения
окружающей среды
Для
поддержания взаимодействия между нефтепромысловой
деятельностью
и
окружающей
природной
средой
разрабатывается комплекс мероприятий, предусматривающий:
- полную герметизацию системы добычи, сбора и транспорта нефти и газа;
- соблюдение технологического регламента и правил технической эксплуатации всех составных частей системы;
- осуществление контроля за исправностью и герметичностью оборудования;
- автоматизация и блокировка технологического процесса, предупреждающая аварийные ситуации, передача аварийных
сигналов на пульт оператора и отключение объектов;
- сброс нефти с предохранительных клапанов ГЗУ в аварийных ситуациях в погреба или накопительные ёмкости с
последующей их утилизацией;
- устройство ливневой канализации предустьевых площадок скважин;
- сбор утечек нефти от уплотнений насосов и остатков нефти из аппаратов перед ремонтом в подземную ёмкость с
последующим возвратом в процесс;
- применение оборудования давление, превышающее расчетное;
- всё оборудование, арматура и трубопроводы стальные;
- повышенная толщина стенок трубопроводов относительно расчетной;
- в целях предотвращения повреждения трубопроводов при пересечении с автодорогами предусматривается укладка их в
кожухе;
- на оборудовании, работающем под давлением, устанавливается предохранительные клапаны;

15.

Промышленная безопасность
На основании нормативных документов предусмотрены решения по предотвращению возникновения аварийных ситуаций и
обеспечению личной безопасности обслуживающего персонала.
Предусмотренные технологические аппараты с рабочим давлением свыше 0,07 МПа, а также материалы для их изготовления
отвечают требованиям ПБ 03-108-96 .
На всех аппаратах и трубопроводах, где может возникнуть давление, превышающее расчетное, предусмотрена установка
предохранительных клапанов. На технологических аппаратах, трубопроводах с постоянным рабочим процессом устанавливаются
по два спаренных предохранительных клапана - рабочий + резервный. Существуют решения по замене одного из клапанов (для
освидетельствования, ремонта, др.) без остановки технологического процесса при безусловном выполнении требований
безопасности, Для этого перед клапанами предусмотрены переключающие устройства. Используются предохранительные клапаны
с рычагами для принудительной продувки.
Предусмотрено использование запорной арматуры (задвижек, клапанов, вентилей), отвечающей рабочей среде. После
выполнения строительно-монтажных работ на установке предусмотрено проведение мероприятий по повышению надежности
технологической трубопроводной обвязки:
- контроль сварных стыков высокоточными радиографическим и ультразвуковым способами;
- очистка внутренних полостей трубопроводов от окалины и грязи – продувка воздухом через емкость-сборник.
Пожарная безопасность ВЛ обеспечивается применением негорючих конструкций опор, автоматическим отключением токов
короткого замыкания заземлением всех опор.

16.

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ