Оценка эффективности применения многостадийного гидравлического разрыва пласта на гори-зонтальных скважинах Томской области

Определение оптимальной стратегии применения горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта на месторождениях Томской области
1.Изучить теоретические основы и практический опыт применения МГРП на ГС месторождений АО “Томскнефть” ВНК; 2.Провести анализ эффективности применения МГРП на ГС месторождениях АО “Томскнефть” ВНК; 3.Предложить стратегию применения ГС с МГРП.
Проведение факторного анализа причин не достижения проектных показателей и определение критериев для выбора оптимальной стратегии и технологии применения МГРП на ГС.

В результате выполненной работы, были проанализированы
геологические данные месторождений «А, Б, В», выбрана наиболее
благоприятная система разработки. Была выбрана наиболее точная
аналитическая модель при адаптации к условиям данного месторождения,
отклонение от показателей реальной скважины составляет всего 0,2%.
Проанализированы различные технологии МГРП и была выбрана наиболее
подходящая технология для геолого-физических характеристик
месторождения «А, Б, В», а именно применение раздвижных муфт с
разбуриваемыми или растворимыми шарами, разобщение зон ГРП
рекомендуется проводить с помощью гидромеханических пакеров.

Согласно целям и задачам выпускной квалификационной работы
выполнено:

 Проведен анализ геологических особенностей месторождения;
 С помощью расчета на гидродинамической модели определена
оптимальная длина горизонтального ствола скважины и расстояние между
рядами добывающих и нагнетательных скважин;
 Проведено исследование влияния расстояния между стадиями
гидравлического разрыва пласта на запускной дебит скважины;
 Подобрано оптимальное расстояние между стадиями ГРП;
 Рекомендована наиболее подходящая технология МГРП для
данного месторождения;
 Определен экономический эффект бурения.

Был проведен экономический анализ с помощью которого была
выявлена вполне ожидаемая закономерность что при увеличении расстояния
между рядами добывающих и нагнетательных скважин капитальные затраты
уменьшаются, наиболее прибыльным показал себя вариант с длиной ГС
семьсот метров и расстоянием между рядами пятьсот метров,
дисконтированные поток наличности при этом варианте, составил 250 млн.
руб. при капитальных вложения в 2 746 млн. руб.

Исходя из результатов данной работы можно утверждать, что бурение
горизонтальных скважин длиной семьсот метров и расстоянием между рядами
добывающих и нагнетательных скважин в пятьсот метров является наиболее
оптимальным вариантом, при этом расстояние между фрак портами должно
составлять сто метров.

1) Гидрогеология СССР том XVI Западно-Сибирская равнина (под
ред. В.А. Нуднера). М., Недра, 1970. 368 с.
2) Конторович А. Э., Нестеров И. И., Салманов Ф. К. и др. Геология
нефти и газа Западной Сибири. – М.: Недра, 1975. – 680 с.
3) Коссов В. В., Лившиц В. Н., Шахназаров А. Г. Методические
рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов.
– М.: Экономика, 2000. – 421 с.
4) Методические указания по разработке раздела «Социальная
ответственность» выпускной квалификационной работы бакалавров и
магистров Института природных ресурсов / Сост. Н.В. Крепша. –
Томск: Изд. ТПУ, 2014. – 53 с.
5) Методические указания к выполнению индивидуальных заданий для
студентов дневного и заочного обучения всех направлений и
специальностей ТПУ / Сост. О.Б. Назаренко. – Томск: Изд. ТПУ, 2008.
– 20 с.
6) Налоговый кодекс Российской Федерации (часть вторая) от 05.08.2000
N 25-ФЗ (ред. от 07.03.2017).
7) «Правила безопасности в нефтегазодобывающей
промышленности». Москва, Недра, 1974 г.
8) Словарь по геологии нефти и газа. – Л.: Недра, 1988. – 679 с.
9) Сергей Соколов ООО «ТННЦ» Какая система разработки самая
лучшая? / Сергей Соколов // Нефтегазовая вертикаль – 2011. – №17
– С. 100-102
10) ГОСТ12.005-76«ОБЩИЕСАНИТАРНО-ГИГИЕНИЧЕСКИЕ
ТРЕБОВАНИЯ К ВОЗДУХУ РАБОЧЕЙ ЗОНЫ»
11) ГОСТ 12.1.007.76 ССБТ «ВРЕДНЫЕ ВЕЩЕСТВА Классификация и
общие требования безопасности»
12) ГОСТ 12.1.012-78 “Вибрация. Общие требования безопасности”
13) ГОСТ 12.1.029-80 “Средства и методы защиты от шума”
14) ГОСТ 12.1.009-76 ССБТ “Электробезопасность. Общие требования”.
15) ГОСТ 12.1.010.85 “Пожарная безопасность. Общие требования”
16) ГОСТ12.1.003-81″Пожарнаябезопасность.Терминыи
определения.”
17) ГОСТ 12.1.010-76 “Взрывобезопасность. Общие требования”.
18) ГОСТ 12.1.003-83 с изм. 1999 г. “ШУМ Общие требования
безопасности”.
19) ГОСТ Р 53710-2009 “Месторождения нефтяные и газонефтяные
Правила проектирования разработки”.
20) СанПиН2.21/2.1.1.1278-03″Гигиеническиетребованияк
естественному, искусственному и совмещенному освещению жилых
и общественных зданий”
21) СНиП3223-85«САНИТАРНЫЕНОРМЫДОПУСТИМЫХ
УРОВНЕЙ ШУМА НА РАБОЧИХ МЕСТАХ»
22) Norris, S.O., Hunt, J.L., Soliman, M.Y. and Puthigai, S.K..: “Predicting
Horizontal Well Performance: A Review of Current Technology,” paper
SPE 21793 presented at the Western Regional Meeting, Long Besch, CA,
March 20-22, 1991.
23) Karcher, R.J., Giger, F.M. and Combe, J.: “Some Practical Formulas to
Predict Horizontal Well Behavior,” paper SPE 15430 presented at the 61st
Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum
Engineer held in New Orleans, LA, October 5-8, 1986.
24) Soliman, M.Y., Hunt, J.L. and Ei Rabbaa: “Fracturing Aspects of
Horizontal Wells,” JPT (August 1990) 966.
25) Mukhetjee, H. and Economidcs, M.J.: “A Parametric Comparison of
Horizontal and vertical Well Performance,” SPE Formation Eveluation
(June 1991) 209.
26) Hujun Li, Zhengqi Jia, and Zhaosheng Wei “A New Method to Predict
Performance of Fractured Horizontal Wells” paper SPE 37051,
Internation Confirence on Horizontal Well Technology held in Calgary,
Canada, 18-20 November 1996.