Введение 5
1 Геолого-физическая характеристика месторождения 6
1.1 Общие сведения о Юрубчено-Тохомском месторождении 6
1.2 Геологическое строение месторождения 8
1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 10
1.4 Физико-гидродинамические характеристики продуктивных пластов 14
1.5 Физико-химические свойства флюидов 15
1.6 Запасы нефти и газа 20
2 Анализ разработки Юрубчено-Тохомского месторождения 21
2.1 Анализ проектных данных 21
2.2 Анализ фонда скважин и его структура 23
2.3 Анализ технологических показателей разработки 25
3 Интенсификация добычи горизонтальных скважин 28
3.1 Причины снижения продуктивности скважин 28
3.2 Методы интенсификации добычи нефти 29
3.3 Интенсификация горизонтальных скважин соляной кислотой 30
3.3.1 Самоотокоотклоняющиеся жидкости 32
3.3.2 Растворение доломита соляной кислотной 36
3.3.3 Поинтервальные кислотные обработки 39
3.4 Технология стимуляции ГС 42
3.4.1 Технология безпакерной кислотной обработки 42
3.4.2 Технология поинтервальной обработки призабойной зоны ГС 43
3.4.3 Технология поинтервальной обработки продуктивного пласта через
открытый ГС 44
3.5 Гидроразрыв пласта 45
3.5.1 Технология проведения ГРП 45
3.5.2 Анализ мероприятий ГРП 47
4 Безопасность и экологичность 51
4.1 Анализ потенциальных опасных и вредных производственных факторов
при проведении работ 52
4.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению безопасности
работ 53
4.3 Санитарно-гигиенические требования к помещениям и размещению
используемого оборудования 54
4.4 Обеспечение безопасности технологического процесса 56
4.5 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности 57
4.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях 58
4.7 Экологичность проекта 60
Заключение 62
Список сокращений 64
Список использованных источников
Газонефтяные и нефтегазовые залежи относятся к категориям сложного и очень сложного строения, в которых нефть в подгазовых зонах подстилается подошвенной водой и содержится в тонких оторочках неоднородных пластов.
В настоящее время к нефтяным оторочкам проявляется повышенный интерес, который обоснован сокращением ресурсной базы страны и растущими потребностями в нефти. В условиях развития рыночной экономики необходимо рационально использовать геологические запасы нефти и газа, искать эффективные методы разработки нефтегазовых месторождений с целью максимизации прибылей предприятий от разработки месторождений, увеличения налоговых поступлений в бюджет страны, решения социальных задач регионов нефтегазодобычи.
Принципиальные изменения в структуре запасов углеводородного сырья, а так же необходимость снижения удельных капиталовложений на создание нефтедобывающих мощностей потребовали реализации новой технической политики в области интенсификации нефтедобычи.
От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих и приемистость нагнетательных скважин. Одни из методов интенсификации на ЮТМ это применение ОПЗ СКО с ГНКТ и горизонтальное вскрытие пласта по всей его мощности. СКО - относится к химическим методам интенсификации, а ГС - относятся к механическим методам. Применение традиционных методов обработки призабойной зоны пласта, разработанных для вертикальных скважин, в горизонтальных скважинах приводит к значительным осложнениям. Поэтому при решении этих проблем требуются новаторские решения и отступления от установившихся представлений о гидродинамике скважинных и пластовых процессов.
В данной работе рассмотрены методы интенсификации горизонтальных скважин на примере Юрубчено-Тохомского нефтегазоконденсатного месторождения. Представлены эффективные методы интенсификации: гидравлический разрыв пласта и различные виды СКО призабойной зоны пласта.
Так как особенностью ЮТМ является наличие достаточно большого количество субвертикальных трещин по всей площади коллектора, применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации ГС скважин не будет столь эффективно. В результате его применения будет происходить раскрытие уже имеющихся трещин и создание новых, что приведет к увеличению проницаемости по выскопроницаемым трещинам и в свою очередь увеличит вероятность прорыва по ним к добывающей скважине подошвенной воды и газа из газовой шапки, что только ухудшит условия эксплуатации.
Интенсификация горизонтального ствола поинтервальной закачкой соляной кислоты с применением систем VDA и OilSEEKER позволит более равномерно распределить приток нефти по всему интервалу, поддерживая темп добычи нефти в течении длительного периода времени. Ключевым критерием выбора технологии ОПЗ (способа закачки) является система заканчивания скважин горизонтальным стволом. Базовым способом проведения ОПЗ в ГС являются поинтервальные обработки при выделении зон кольматации и типа кольматанта. С целью точечного воздействия на сложные участки ГС необходимо применять ГНКТ.
На основании приведенного анализа опыта кислотной стимуляции ГС в карбонатных коллекторах можно сделать следующие рекомендации по селективной обработке для объектов ЮТМ НГКМ. Для эффективного размещения кислотного состава необходимо провести комплекс геофизических исследований по определению профилей притока, зон кавернозности и трещиноватости, в том числе характеризующихся предполагаемыми водогазопроявлениями.
Рекомендации по составу кислоты. Кислотный состав должен иметь концентрацию соляной кислоты 20-24% и содержать ингибитор коррозии и модификаторы, обеспечивающие совместимость с пластовыми флюидами. Также могут быть рекомендованы самоотклоняющиеся кислотные композиции, но обязательно в комплексе с солянокислотными составами. Время технологического отстоя на реакцию должно быть 24 часа. Такой длительный период обусловлен низкой скоростью растворения доломита при существующей низкой пластовой температуре.
Основные преимущества технологии:
- одна спускоподъемная операция;
- возможность многоцикловых закачек;
- низкие риски прихвата оборудования в ГС;
- обработка низкопроницаемых зон за счет самоотклоняющихся жидкостей.
Основные недостатки:
- неуправляемая селективность и адресность закачки реагентов
- невозможно промыть ГС от песка.
Освоение должно проводиться в объеме не менее 2-кратного объема закачанной жидкости.
