Совершенствование метода прогнозирования при многостадийном гидроразрыве пласта юрских отложений на нефтяных месторождениях Западной Сибири

В работе рассматривалась использование технологии бурения горизонтального ствола с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта. Проанализирован опыт применения данной технологии на различных месторождениях Томской области, приведенный к равным условиям. Смоделирована адаптированная, при помощи фактических данных, секторная гидродинамическая модель месторождения. Сформулированы рекомендации по выбору ориентации горизонтального участка ствола скважины при помощи полученных результатов расчета модели и экономических показателей.

Введение ……………………………………………………………………………………………. 10
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ 12
1.1 Геологическое строение месторождения и залежей …………………… 12

1.1.1 Геолого-физическая изученность района …………………………….. 12
1.1.2 Литолого-стратиграфический разрез …………………………………… 15
1.1.3 Тектоника …………………………………………………………………………… 19
1.1.4 Нефтеносность……………………………………………………………………. 21
2 СПОЛЬЗОВАНИЕ МНОГОСТАДИЙНОГО
ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА НА
НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ……………………………………………. 24
2.1 Гидравлический разрыв пласта …………………………………………………. 24

2.2 Многостадийный гидравлический разрыв пласта ……………………… 25

2.2.1 Технология МГРП с применением мостовых пробок: ………….. 27
2.2.2 Технология МГРП с применением раздвижных муфт:…………. 28
2.2.3 Технология МГРП с применением разрывных муфт BPS:……. 30
2.2.4 Технология МГРП с применением ГПП на ГНКТ: ………………. 31
2.3 Бурение горизонтальных скважин …………………………………………….. 33

3 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ВЫБОРА МЕТОДА РАЗРАБОТКИ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ С МНОГОСТАДИЙНЫМ
ГИДРОРАЗРЫВОМ ПЛАСТА ………………………………………………………………….. 37
3.1 Ориентация горизонтального участка пласта ……………………………. 37

3.2 Создание и расчет гидродинамической модели сектора
месторождения …………………………………………………………………………………………. 41

3.2.1 Вычисление течения вдоль трещины …………………………………… 41
3.2.2 Вычисление притока из блока в трещину ……………………………. 42
3.3 Моделирование ориентации горизонтального участка скважины . 46

4 ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ
И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ …………………………………………………………………….. 49
4.1 Методика и исходные данные для экономической оценки ………… 49

4.1.1 Показатели экономической эффективности…………………………. 49
4.1.2 Макроэкономические показатели и расчет чистых цен УВС .. 51
4.1.3 Система налогов и платежей……………………………………………….. 52
4.1.4 Оценка капитальных, текущих, эксплуатационных и
внереализационных расходов ………………………………………………………………… 55
4.2 Технико-экономические показатели вариантов разработки ……….. 62

5 СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ……………………………………… 80
5.1 Анализ вредных производственных факторов …………………………… 81

5.1.1 Повышенная загазованность воздуха рабочей зоны …………….. 82
5.1.2 Отклонение показателей климата на открытом воздухе ………. 83
5.1.3 Повышенный уровень шума и вибрации ……………………………… 84
5.1.4 Недостаточная освещенность рабочей зоны ………………………… 86
5.2 Повреждения в результате контакта с насекомыми из-за работ,
проводимых на открытом воздухе, оператор добычи нефти ………………………. 88

5.2.1 Анализ опасных производственных факторов Сосуды и
аппараты под давлением………………………………………………………………………… 89
5.2.2 Движущиеся машины и механизмы …………………………………….. 89
5.2.3 Электробезопасность ………………………………………………………….. 90
5.2.4 Подвижные части производственного оборудования …………… 91
5.2.5 Пожаробезопасность …………………………………………………………… 92
5.3 Экологическая безопасность …………………………………………………….. 93

5.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях ………………………………….. 98

Список использованной литературы: ……………………………………………. 103
ПРИЛОЖЕНИЕ A…………………………………………………………………………… 107

Низкопроницаемые коллектора создают большие трудности для
разработки месторождения в целом. С каждым годом меняется рамки
понятия низкопроницаемого коллектора, это связанно с тем, что технологии,
связанные с разработкой таких месторождений, развиваются. Не так давно к
низкопроницаемым коллекторам относили коллектора с проницаемостью
ниже 100 мД. Позже эту «планку» снизили до 30 мД. На сегодняшний день
большинство компаний относят к низкопроницаемым коллектора с
проницаемостью ниже 10 мД.
В связи с тем, что с каждым годом в разработку вводится все больше
низкопроницаемых коллекторов, данная технология становится все более
популярна, ее все чаще рекомендуют для разработки месторождений.
Основной целью данной работы было определить оптимальную
стратегию при выборе направления горизонтального участка ствола
скважины. Оптимальная стратегия заключается в получении большей
экономической прибыли и получения наибольшего коэффициента
извлечения нефти при наименьших затратах.
В результате проделанной работы был проведен анализ накопленного
опыта бурения горизонтальных стволов скважин, в том числе и зарезок
боковых горизонтальных стволов, с примененной на данных скважинах
технологией многостадийного гидравлического разрыва пласта. Были
получены статистические зависимости стартовых дебитов от параметров
пласта. Так же были рассчитаны на секторном участке гидродинамической
модели варианты ориентации горизонта скважины при различных
проницаемостях породы коллектора.
Получены данные, на основе которых можно сделать рекомендации
для последующие скважин с применением такой же электроники.
Рекомендации составлялись с учетом экономических показателей, в
частности, разницу между показателями чистого дисконтируемого дохода
относительно проницаемости породы коллектора.

1)BalinD. V., Semenova T. V. 2017. HIGHER EGUCATIONAL
INSTITUTIONS NEWS. NWFT’ I GAS. Tumen: Industrial University of Tumen,
1997. IMPACT OF INJECTION INDUCED FRACTURING ON CUMULATIVE
OIL PRODUCTION (121): 43-47.
2)Berezovsky Y.S., Gusev P.Y. 2015. PROBLEMS OF GEOLOGY
AND SUBSURFACE DEVELOPMENT. Russia, Tomsk: Tomsk Politechnic
University Publishing House. Choising of optimum technology of development
field C PK layers, containing high viscosity oil with bottom water and gas cap
(XIX part 2): 782-784.
3)Cherevko MA, Yanin AN, Yanin K.E. 2015. Development of oil
fields in Western Siberia by horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing
of the reservoir. Tyumen-Kurgan, Publishing House “Zauralye”: 268.
4)Dongjin Xu , Ruiquan Liao , Zhiwen Li , Zhicheng Zhao , Fan Zhang
2016. Sains Malaysiana. Malaysiana, UKM Bangi: Penerbit UKM. A New Model
to Predict the Unsteady Production of Fractured Horizontal Wells (45 (10)): 1579-
1587.
5)Dongjin Xu , Ruiquan Liao , Zhiwen Li , Zhicheng Zhao , Fan Zhang
2015. CHEMICAL ENGINEERING TRANSACTIONS. Italian: AIDIC. Research
on Productivity for Multi-stage Fracturing of Horizonal Wells (46): 1189-1194.
6)Donskoy S.E. 2016. Draft order “Rules for the preparation of technical
projects for the development of hydrocarbon deposits.” – 194c.
7)Economides M.J. & Martin A.N. 2010. Annual Technical Conference
and Exhibition held in Florence. Italy, Florence: Society of Petroleum Engineers.
How to Decide Between Horizontal Transverse, Horizontal Longitudinal and
Vertical Fractured Completio: 18.
8)Gusev P.Yu., Berezovsky Yu.S., Slobodyan S.M. 2015. Innovative
Technologies in Oil Industry: Digest West Siberian Petroleum Conference.
Tyumen. Optimization of development of a sector of oil-gas condensate field X
using and integrated field model: 115–119.
9)Hamidullin M.R. 2016. Scientific notes of Kazan University. Kazan:
Publishing house of Kazan University. Numerical simulation of single-phase fluid
flow to a horizontal well with fractures of a multistage hydraulic fracturing (158):
287-301.
10)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.
11)Instruction of OAO “TomskNIPIneft” to support the rating of
production drilling and cutting of side trunks No. П1-01.05 И-0016 ЮЛ-068 of
30.10.2017.
12)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.
13)Mukhetjee, H. and Economidcs, M.J.: “A Parametric Comparison of
Horizontal and vertical Well Performance,” SPE Formation Eveluation (June 1991)
209.
14)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.
15)RFD: tNavigator. Flow simulator Technical manual. 2016.
16)Richardson J., Kerver J., Hafford J., Osoba J. 1958. Trans. AIME.
Laboratory determination of relative permeability (195, №4-5): 1958.
17)Soliman, M.Y., Hunt, J.L. and Ei Rabbaa: “Fracturing Aspects of
Horizontal Wells,” JPT (August 1990) 966.
18)Stewart G. 2011. Well Test Analysis Prof. George, Prof, Mahmoud
Jamiolahmady.
19)ВСН 34-82 Отраслевые нормы проектирования искусственного
освещения предприятий нефтяной промышленности.
20)Гидрогеология СССР том XVI Западно-Сибирская равнина (под
ред. В.А. Нуднера). М., Недра, 1970. 368 с.
21)ГОСТ 12.0.003-74 Система стандартов безопасности труда
(ССБТ). Опасные и вредные производственные факторы. Классификация.
22)ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности
23)ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ. Пожарнаябезопасность. Общие
требования
24)ГОСТ12.1.005-88ССБТ.Общиесанитарно-гигиенические
требования к воздуху рабочей зоны
25)ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ Оборудование производственное. Общие
требования безопасности
26)ГОСТ 12.2.049-80 «ССБТ. Оборудование производственное.
Общие эргономические требования»
27)ГОСТ 12.2.062-81* ССБТ. Оборудование производственное.
Ограждения защитные
28)ГОСТ12.4.011-89ССБТСредствазащитыработающих.
Классификация
29)ГОСТ 24346-80 Вибрация. Термины и определения
30)ГОСТ Р 12.1.019-2009 ССБТ Электробезопасность. Общие
требования и номенклатура видов защиты
31)ГОСТ Р 22.3.03-94. Безопасность в чрезвычайных ситуациях.
Защита населения. Основные положения
32)ГОСТ Р 52630-2012 Сосуды и аппараты стальные сварные.
Общие технические условия
33)ГОСТРИСО6385-2007Эргономика.Применение
эргономических принципов при проектировании производственных систем
34)Конторович А. Э., Нестеров И. И., Салманов Ф. К. и др. Геология
нефти и газа Западной Сибири. – М.: Недра, 1975. – 680 с.
35)Коссов В. В., Лившиц В. Н., Шахназаров А. Г. Методические
рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. – М.:
Экономика, 2000. – 421 с.
36)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.
37)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.
38)Налоговый кодекс Российской Федерации (часть вторая) от
05.08.2000 N 25-ФЗ (ред. от 07.03.2017).
39)Правила безопасности в нефтегазодобывающей
промышленности. Москва, Недра, 1974 г.
40)СанПиН 3.2.3215-14 “Профилактика паразитарных болезней на
территории Российской Федерации”
41)Сергей Соколов ООО «ТННЦ» Какая система разработки самая
лучшая? / Сергей Соколов // Нефтегазовая вертикаль – 2011. – №17 – С. 100-
102
42)Словарь по геологии нефти и газа. – Л.: Недра, 1988. – 679 с.
43)СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы