Техника и технология нефтегазовой отросли

Содержание
Введение ……………………………………………………………… 1-2стр.
I Геологическая часть ………………………………………………… 3-5стр.
II Техническая часть
2.1 Технология ГРП ………………………………………………….. 6-7стр.
2.2.Оборудование для гидроразрыва пласта применяемое на месторождениях………………………………………………………. 8-10стр.
2.3. Производственное оборудование месторождения ……………. 11-20стр.
2.4. Анализ состояние месторождения ……………………………... 20-26стр.
2.5.Фактически анализ проведений из ГРП………………………… 27-31стр.
2.6. Расчетная часть ………………………………………………… 32-34стр.
III Охрана труда
3.1. Охрана окружающей среды…………………………………….. 35-36стр.
3.2. Основные положения законодательства об охране труда …… 37-44стр.
Заключение ………………………………………………………….. 45стр.
Список литературы …………………………………………………. 46стр.
Введение
Акционерное общество «Каракудук-Мунай» (СП ККМ) учреждено в соответствии с законодательством Республики Казахстан, ранее-Казахстан,(Отдел регистрации коммерческих предприятий, 26 октября 1994г.) и имеет соглашение с правительством Казахстана о проведении геологоразведки, освоения и добычи нефти на месторождении Каракудук
( АО «Каракудук-Мунай» и Правительство Казахстана, 1993г.). Лицензионный участок месторождение имеет площадь около 68,4 кв.км
( 26,4 кв.мили) и находится примерно в 365 км (226 миль) к северо-востоку от г.Актау (бывший Шевченко), расположенных поблизости населенных пунктов относятся железнодорожная станция Сай–Утес и пос. Бейнеу, расположенные соответственно, приблизительно на 60 км (37 миль)
юго-западнее и на 125 км (78 миль) северо-восточнее месторождения.
С 1972 по 1990 год с целью получения информации о месторождении было пробурено двадцать две разведочные скважины. СП ККМ осуществит освоение известных нефтеносных горизонтов и проведет исследования с целью уточнения параметра и размеров месторождения. В настоящее время извлекаемые запасы по месторождению составляют ориентировочно 127 млн. баррелей (16,8 млн. тонн)
Освоение месторождения начнется в 1996 году с этапа начального освоения, включающего ремонт четырех разведочные скважины и бурение одной новой скважины. Нефть, получаемая из указанных скважин, будет вывозиться автотранспортом на терминальную станцию магистрального нефтепровода, расположенную в пределах 18 миль (28 км) к югу от месторождения. По оценкам, добыча на этапе начального освоения составит 3000 баррелей в сутки (397 тонн/сутки).
В ближайшие годы будет пробурено от восьмидесяти до ста добывающих скважин и построен трубопровод для транспортировки нефти в магистральный трубопровод. По мере разработки месторождения с целью поддержания уровня добычи начнется закачка в пласт добытой воды. Это позволит СП ККМ в конечном счете добиться уровня добычи при полном освоении 30 000 баррелей в сутки (4 000 тонн/сутки).
В состав промысловых объектов месторождения войдет все необходимое оборудование для обработки нефти, газа и воды, которое будет сооружено с учетом производственных потребностей, начиная с начального этапа по этап полного освоения.
Проектирование, строительство и эксплуатация объектов будут осуществляться в соответствии со всеми применимыми нормативами, действующими в Казахстане. Применяемые стандарты США или других западных стран будут учитываться на всех этапах работ в соответствии с требованиями охраны окружающей среды, здоровья и безопасности работников. Под этим подразумевается также применение западных технологий бурения и монтажа трубопроводов.
С целью интенсификаций данного на месторождении проводятся разные методы повышении, в частности гидроразрыв пласта (ГРП). В работе проведем анализ, фактически анализ этой технологии, а также теоретический расчет.
І Геологическая часть
Общие сведение о месторождений
Нефтяное месторождение Каракудук расположено на территории Бейнеуского района Мангистауской области.
В январе 1971г открыто нефтяное месторождение на Каракудукской площади, расположенной также на юго-западном борту Северо-Устюртской впадины. Это складка было подготовлена к поисковому бурение детальной сейсмической съемкой методом отраженных волн (МОВ) масштаба 1: 100000 Каракудукская структура юго-западном простирания состоит из двух куполовидных поднятий. Общая протяженность структуры по -2200м ІІІ отражающего горизонта достигает 12км при ширине 5-6км. Амплитуда структуры изменяется от 25 до 50м. По ІVотражающему горизонту также фиксируется эта структура, но отличается от неокомской наличием одного свода.
На площади пробурены скв 1глубиной 3410м, и скв 2-3407м, Вскрывшие неогеновые, палеогеновые, меловые, юрские отложения. В первой скважине промыслового-геофизическими методами выделено 33 объекта для испытаний их продуктивности. Эти объекты сведены в 10 горизонтов, приуроченных к среднеюрским отложениям, а один горизонт относится к верхней юре (келловей). Все 10 среднеюрских горизонтов при испытаний дали только притоки пластовой воды с дебитами 0,2-13,0 м3/сут .
При испытаний верхнеюрского (келловейкого) горизонта в интервале 2605-2610м
Получен фонтан нефти с дебитом 40 м3/сут при 7мм штуцере. Общая мощность горизонта 18мм, эффективная -10.
Сравнение состава нефти Каракудукской площади с нефтями Арстановского месторождения, указывают об и близких физико-химической свойствах. Действительно, плотность арстановских нефтей (среднее по 5 анализом) 0,8214 г/см3,выход бензиновых фракций 18,2%, содержание парафина 18,8, асфальтов смолистых (смолы Селикагелевые) веществ 5,9 серы 0,04%. Это свидетельствует об их генетическом родстве.
Каракудукская структура по сравнению с Арстановкой, хотя и находится гипсометрических на 100м ниже, однако объяснить этим ухудшение коллекторских свойств нельзя. Испытанные 10 горизонтов средней юры дали воду, что свидетельствует о наличии в разрезе пористых пород. Можно высказать предположение что особенности развития структуры способствовали такому вертикальному перераспределению углеводородов в результате которого нефтяная залежь сформировалась в келловейских отложениях, перекрытых мощной (до 184м) карбонатной покрышкой (Акрамходжаев А.М., и др. 1974).
Геологическое строение:
- На структуре Каракудук вскрыты отложения триасовой, юрской, палеогеновой и неогеновой систем на глубину 3661м.
- Продуктивный разрез представлен терригенным коллектором, сложенным мелко-среднезернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.
- Коллектор имеет низкие фильтрационные свойства из-за значительного содержания глинистых веществ.
- В юрской толще выделено 10 номенклатурных горизонтов.
- Размеры структуры составляют 10.0 - 6,2 (по кровле горизонта Ю-1).
Условия применения:
• Многопластовые объекты разработки с плотными глинистыми перемычками между пластами (более 20 м).
• Низкая проницаемость продуктивного пласта:
по пласту Ю-1 -5-45 м ;
по пласту Ю-8+9 -1-5 м ;
• Температура продуктивных пластов 105-120 град.
• Значительное снижение пластового давления. По пласту Ю-1. Рпл снизилось от начального 260 до 180 атм. При средней глубине залегания около 2600м.
Климат резко континентальный:
- лето сухое и жаркое, со средней температуре июля +27 0С.
- зима мало снежная с понижением температуры до -27 0С.
- атмосферные осадки, в основном, приходятся на осенне-зимний период;
- характерны сильные ветра и пыльные бури.
II Техническая часть.
2.1. Технология ГРП.
Для обеспечения высокого уровня добычи нефти и газа, наряду с разведкой и освоением новых месторождений, особое внимание уделяется увеличению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.
Гидравлический разрыв, воздействуя на пласты, повышает производительность скважин, одновременно ускоряет отбор нефти и увеличивает нефтеотдачу.
В настоящее время на полуострове Мангистау находятся в разработке нефтяные и нефтегазовые месторождения Узень, Жетыбай, Каламкас, Каражанбас, Восточный Жетыбай, Южный Жетыбай, Асар, газовое месторождение Тенге и другие, которые широко применяют метод ГРП при разведке и разработке нефтяных месторождений. Среди указанных месторождений Каракудук является одним из наиболее широко применяемых метод ГРП при разработке нефтяных месторождений для повышения производительности скважин и нефтеотдачи пласта.
Сущность ГРП состоит в том, что посредством закачки жидкости при высоком давлении происходит раскрытие естественных или образование искусственных трещин в продуктивном пласте и при дальнейшей закачке песчано-жидкостной смеси или кислотного раствора расклинивание образованных трещин с сохранением их высокой пропускной способности после окончания процесса и снятия избыточного давления.
Для проведения ГРП на месторождениях применяют три технологические схемы:
1. однократный ГРП, когда воздействию закачиваемой жидкости гидроразрыва подвергаются все пласты или пропластки, эксплуатируемые скважиной;
2. многократный ГРП, когда последовательно гидроразрыву подвергаются два или более пластов или пропластков, вскрытых скважиной;
3. поинтервальный ГРП, когда гидроразрыву преднамеренно подвергается один заранее определенный пласт или пропласток из вскрытых скважиной.
Образование двух или более трещин в пределах вскрытой толщины пласта может произойти и вследствие разрыва пласта по технологической схеме однократного гидроразрыва, если пласт представлен чередующимися пропластками, а давление разрыва приближается к геостатическому (полному горному). Однако методом многократного разрыва пласта принято называть метод преднамеренного образования нескольких трещин.
Практические результаты показывают, что применение технологии однократного гидроразрыва малоэффективно, особенно в скважинах, вскрывших два или более пластов.
Заметное снижение эффективности однократного гидроразрыва с ростом числа пластов, вскрытых перфорацией в скважинах, видимо объясняется образованием трещин гидроразрыва в слабых продуктивных или поглощающих пластах, наличие которых в эксплуатационных скважинах подтверждается результатами исследований глубинными дебитомерами. Следовательно, для проведения гидроразрыва в добывающих скважинах, когда они эксплуатируют более одного пласта, технологическая схема однократного гидроразрыва неприемлема.
Одно из направлений повышения эффективности гидроразрыва – разработка и практическое внедрение технологических схем ГРП для многопластовых залежей. При этом трещины должны создаваться в заранее заданных пластах, тогда гидроразрыв должен быть многократным и поинтервальным.
Технология многократного разрыва пласта заключается в следующем. Сначала определяют профиль притока или закачки до разрыва пласта. Затем проводят гидроразрыв по обычной технологии. Интервал гидроразрыва отсекают пакером или временно блокирующим материалом типа нафталина, а затем операцию повторяют.
2.1. Оборудование для гидроразрыва пласта применяемое на месторождениях
ГРП применяемое на месторождениях осуществляется при использовании целого комплекса наземного и подземного оборудования.
Наземное оборудование целевого назначения включает насосные и пескосмесительные агрегаты для подготовки и закачки рабочих жидкостей, автоцистерны для доставки жидкостей гидроразрыва, специальную обвязку устья скважины с оборудованием. Кроме того, при гидроразрыве используется и другое специальное оборудование – подьемные агрегаты, лебедки и так далее. Это оборудование для ГРП вместе с тем также успешно используется и в других процессах интенсификации и закачки, при освоении, закачивании и креплении скважин. Оно включает в себя, как правило, два устройства: пакер, предназначенный для разобщения фильтра объекта воздействия (пласта) и остальной части эксплуатационной колонны, и якорь, который служит для восприятия высоких давлений и предупреждает подъем подземного оборудования при воздействии на пакер нагрузки, обусловленной разностью давлений под и над пакером. Пакер в сборке или пакер, смонтированный с якорем, спускают в скважину на колонне НКТ.
Наземное оборудование
К оборудованию, при помощи которого проводят спуска-подъемные операции, относятся подьемные лебедки, монтируемые на самоходной транспортной базе автомобиля или трактора. Если лебедка монтируется совместно с вышкой, талевой системой и другим оборудованием на транспортной базе, то все в целом называется подъемной к становкой или агрегатом, а при более полной комплектации (насосом, ротором, вертлюгом и другие) – комплектом подъемного оборудования.
Подъемные установки монтируется на шасси автомобилей или тракторов высокой проходимости и имеют следующие основные узлы – .....