Введение 5
1 Геология месторождения 6
1.1 Общие сведения о месторождении 6
1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения 9
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов 14
1.4 Физико-химические свойства и состав пластовых флюидов 16
1.5 Запасы нефти и газа 19
1.6 Осложняющие факторы 20
2 Технологическая часть 21
2.1 Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения 21
2.2 Анализ состояния фонда скважин 24
2.3 Описание технологий применения методов интенсификации притока
жидкости к скважинам на Крапивинском месторождении 26
2.3.1 Принцип проведения перфорации 27
2.3.2 Принцип проведения кислотной обработки 28
2.3.3 Принцип проведения ГРП 28
3 Специальная часть 29
3.1 Технология проведения ГРП 29
3.2 Анализ мероприятий по ГРП 30
3.3 Агрегаты и технические средства, применяемые при ГРП 37
3.4 Расчет основных параметров ГРП 40
3.5 Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта 44
4 Безопасность и экологичность 47
4.1 Анализ потенциальных опасных и вредных производственных
факторов при проведении работ 48
4.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению
4.3 Санитарные требования к помещению и размещению используемого
оборудования 50
4.4 Обеспечение безопасности технологического процесса 52
4.5 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности 54
4.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях 56
4.7 Экологичность проекта 58
Заключение 59
Список сокращений 60
Список используемых источников 61
Крапивинское локальное поднятие выявлено в 1966 г. сейсморазведкой МОВ, в поисковое бурение введено в 1969 году. После бурения трех поисковых скважин, выявивших низкопродуктивные нефтеносные пласты Ю12 и Ю13 , поисково-разведочные работы на площади с 1970 г. были приостановлены. После проведения в 1980-1982 годах детализационных сейсмических исследований МОГТ, уточнивших строение собственно Крапивинского и выявивших юго-западнее его Западно-Крапивинское поднятие, начался второй этап геологоразведочных работ, подтвердивший промышленную нефтеносность пласта Ю13.
С 1991 г. разведочные работы на месторождении велись для уточнения его геологической модели, повышения категорийности запасов и получения дополнительных геолого-промысловых данных для составления технологической схемы разработки.
Большая продолжительность разведочного этапа объективно связана со сложностью геологического строения месторождения. В частности, временный спад темпов разведочных работ был вызван отрицательными результатами по ряду присводовых разведочных скважин, где не было получено промышленных притоков нефти, а в скважине № 192, более того, был получен приток пластовой воды из основного продуктивного пласта Ю13-4. Однако последующая корректировка направлений геологоразведочных работ на основе новых представлений о геологической модели месторождения позволила пробурить несколько высокопродуктивных разведочных скважин в северо-западной части месторождения, резко увеличить эффективность работ, прирастить значительное количество запасов нефти, а также значительно поднять оценку перспективности и месторождения в целом.
Учитывая сложность геологического строения месторождения, для решения многих задач на месторождении необходима постановка пробной эксплуатации с использованием разведочных и бурением ограниченного числа оценочных эксплуатационных скважин.
Поскольку месторождение принадлежит двум недропользователям, из которых один недропользователь (ОАО «Томскнефть») завершил пробную эксплуатацию северной залежи, а второй недропользователь (ОАО «Газпром нефть») только приступил к пробной эксплуатации юго-западной части южной залежи, то в настоящей технологической схеме, инициатором которой является ОАО «Томскнефть», основные проектные решения обоснованы только по Томской области. При этом с ОАО «Газпром нефть» согласовано, что по границе двух областей будет располагаться ряд нагнетательных скважин, который формируется силами обеих компаний. В ВКР проанализирован материал по геологическим основам и технологическим показателям разработки Крапивинского месторождения, определены принципиальные технологические решения по развитию месторождения.
В данной выпускной квалификационной работе рассмотрена технологическая эффективность применения методов увеличения притока жидкости, в скважине обусловлено, текущей дополнительной добычей нефти за счет интенсификации отбора жидкости из пласта, сокращением объема попутно добываемой воды.
Основной целью стимуляции скважины является повышение ее продуктивности. Одна из наиболее часто используемых технологий - это гидроразрыв пласта.
На отдельных скважинах ГРП дал отрицательный результат. Это было связано с отказом подземного оборудования на скважинах, на которых проведены работы по ГРП, а в результате падение МРП по ЭЦН. Основной причиной преждевременных отказов являются механические примесси, анализ которых показывает, что представлены они продуктами разрушения призабойной зоны пласта, буровым раствором и проппантом, выносимым из пласта при повышенных депрессиях.
Но, так или иначе, гидроразрыв пласта остается эффективной и является одним из ресурсов увеличения объёмов добычи.
Внедрение ГРП на Крапивинском месторождении позволяло получать каждый год все новые дополнительные объемы добытой нефти. В 2008 году дополнительная добыча за год за счет ГРП составила порядка 90 тыс. тонн., что само за себя говорит о его высокой эффективности.
ГРП позволяет решать следующие задачи:
1) повышение продуктивности (приемистости) скважины при наличии загрязнения призабойной зоны или малой проницаемости коллектора;
2) расширение интервала притока (поглощения) при многопластовом строении объекта;
