Файл: Геологическая часть.docx

6. Повышать эффективность создания и эксплуатации подземных хранилищ газа.

7. Снижать объемы бурения скважин при вводе в разработку нефтяных и газовых месторождений.

8. Снижать объемы капитальных вложений, особенно в заболоченных и залесенных местах.

Учитывая вышесказанное, следует отметить, что бурение БГС на Черновском месторождении видится наиболее целесообразным, так как месторождение находится на поздней стадии эксплуатации. Хотя выработанность запасов по турнейскому объекту составляет лишь 32,9 %, 44 добываемая продукция сильно обводнена (общая обводненность равна 80 %, по отдельным скважинам – 90-95 % и более). Из этого следует, что имеются невыработанные застойные зоны и целики. Текущее пластовое давление поддерживается на высоком уровне, необходимом для процесса вытеснения нефти. С целью улучшения показателей разработки месторождения, необходимо применение способов довыработки запасов, к которым и относится зарезка БГС. Это будет способствовать увеличению коэффициента извлечения нефти по объекту, продления периода работы обводнившихся нефтяных скважин, а также снижения объемов капитальных вложений за счет довыработки запасов нефти без привлечения бурения новых добывающих скважин.

Вывод

Бурение многозабойных скважин наиболее эффективно применять на месторождениях с осложненным геологическим строением, к примеру, таким как высокая расчленённость пласта-коллектора, что ведет к объединению пропластов и пластов в один эксплуатационный объект. Данная технология позволяет сократить затраты на эксплуатацию, а также ввести в разработку изолированные запасы нефти и газа.

В разделе я произвел расчеты по бурении многозабойной скважины N в пласт С, ВII, А₄ и БГС визейского и башкирского объекта Чутырско-киенгопского месторождения. Оказалось, что возможные извлекаемые запасы больше в случае зарезки горизонтального ствола в связи с большей зоной дренирования. Подсчитал возможный дебит горизонтальной скважины в анизотропном пласте, подобрал насосное оборудование, обеспечивающее данный дебит.

4. Экономический раздел

18. 1   ...   4   5   6   7   8   9   10   11   12

---

4.1. Обоснование экономической эффективности при реализаций проектируемого технического решения

При площадных системах размещения скважин в процессе разработки нефтяных месторождений целики нефти остаются в слабо дренируемых участках залежи, расположенных между добывающими скважинами, в зонах распространения коллекторов с ухудшенными геолого-физичекими характеристиками, которые "обходятся" нагнетаемой водой, а при слабой активности внедрения в залежь пластовых вод на участках, не охваченных процессом заводнения.

Определение местоположения целиков нефти, не участвующих в процессе дренирования, производится по картам разработки, картам изобар, с учетом продуктивности окружающих скважин. Размеры целиков нефти обусловлены характером размещения добывающих скважин на залежи и геологической неоднородностью коллектора, которая влияет на их продуктивность.

Прогнозирование технологической эффективности горизонтального бурения является важнейшей задачей. Специалистами института УдмуртНИПИнефть предложена следующая методика оценки технологических показателей работы ГС.

Дебит горизонтальной скважины при двухфазной (вода-нефть) фильтрации выражается формулой Джоши:   , (1)

здесь f_в(s), f_н(s) - относительные фазовые проницаемости для воды и нефти; s - водонасыщенность; _в, _н - вязкости воды и нефти, К - проницаемость пласта в горизонтальном направлении, мкм²; L - длина горизонтального ствола, м,   - большая полуось эллипса (контура питания).

Существуют оценки площади дренирования для горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными. Так, если площадь области питания для вертикальной скважины составляет   , то для горизонтальной скважины длиной L -   . Эквивалентный этой площади радиус круга равен   . Данный радиус используется при расчете величины a в предложенной формуле.

---

Для расчетов динамики дебита используется метод последовательной смены стационарных состояний. Вводится достаточно малый шаг по времени Dt, в течение которого давление и насыщенности в пласте предполагаются постоянными. Дебит скважины на отрезке времени Dt определяется по приведенной выше формуле. Для очередного отрезка времени, учитывая упругие свойства пласта, из балансовых уравнений определяются новые значения пластового давления и водонасыщенности, которые предполагаются постоянными на очередном отрезке времени. Измененный дебит скважины определяется по формуле с новыми значениями p_к и s. И так от шага к шагу.

Известно, что в силу неопределенности параметров пластовой системы и несовершенства скважины расчетные дебиты по теоретическим формулам могут значительно отличаться от фактических. Выполним согласование теоретических дебитов с фактическими для вертикальных скважин.

Дебит вертикальной скважины в начальный период разработки определяем по формуле Дюпюи для двухфазной фильтрации:   . Из истории разработки известны начальные фактические дебиты вертикальных скважин   .Для согласования расчетных дебитов с фактическими правую часть формулы необходимо умножить на поправочный коэффициент   . Поправочный коэффициент a в комплексе учитывает несоответствие параметров пластовой системы и скважины, использованных в формуле (1), реальным их значениям. Найденный поправочный коэффициент используется для уточнения расчетных дебитов БГС. Таким образом, умножая правую часть формулы (1) на этот поправочный коэффициент, получим конечную формулу дебита жидкости горизонтальной скважины   . Дебит скважины по воде определяется по формуле   , ( F(s) – функция Баклея-Леверетта, характеризующая долю воды в общем потоке жидкости). Дебит по нефти в этом случае определяется как разность дебитов по жидкости и по воде.

Эффективность горизонтального бурения определяется не только геолого-физическими критериями, техническими параметрами, выбранными целиками нефти, но и профилем горизонтального ствола.

---

Профиль горизонтального ствола контролируется, прежде всего, геолого-физическими факторами. В массивных залежах с карбонатными коллекторами и активными подошвенными водами профиль ствола определяется активностью водонапорной системы. Во избежание преждевременного обводнения горизонтального ствола подошвенной водой, в условиях ее высокой активности, горизонтальный ствол целесообразно формировать в кровельной части продуктивного пласта по горизонтали, либо по нисходящей линии. Как в первом, так и во втором случае более низкий участок ствола должен быть на оптимальном расстоянии от ВНК. Для массивных залежей турнейского возраста с активными подошвенными водами это расстояние должно быть не менее 8 - 10 м, башкирского – 6 – 8 м. Это расстояние подтверждено опытом бурения горизонтальных стволов.

В условиях пластового характера залежи с отсутствием подошвенных вод профиль горизонтального ствола рекомендуется формировать по нисходящей линии с полным охватом пласта по толщине.

В условиях узких нефтяных оторочек и в подгазовых залежах профиль рекомендуется по восходящей линии в сторону газовой залежи, что делает возможным изолировать прорыв газа за счет отсечения конечной части ствола

В условиях многопластовых объектов и отсутствия подошвенных вод, теоретически, наиболее приемлемым профилем является синусоидальный. Однако, как показала практика бурения на Кезском месторождениии, где многопластовый верейско-башкирский объект вскрывался синусоидальным горизонтальным стволом, такой ствол не является оптимальным по двум причинам:

· с точки зрения его эксплуатации возникает опасность образования застойных зон (гидрозатворов) в пониженных участках ствола;

· в экономическом отношении такой ствол очень «дорогой», при сравнительно большой его длине полезная нефтенасыщенная длина незначительна и составляет порядка 30% от общей длины.

Оптимальная длина ГС определяется реализованной сеткой скважин, текущим состоянием разработки, размерами прогнозируемых целиков нефти (для БГС) и техническими возможностями бурения. При чрезмерно большой длине горизонтального ствола увеличивается риск вскрытия им уже частично дренированной зоны вблизи соседних добывающих скважин. Практические данные работы БГС на месторождениях Удмуртии указывают, что дебит горизонтального ствола в условиях неоднородных коллекторов, при сетке скважин 500´500 м и отходах от старого ствола на 150 м при увеличении его длины более 150 м не растет.

---

Горизонтальная технология бурения скважин позволяет не только увеличить темпы нефтедобычи, но и повысить экономические показатели разработки месторождений и увеличить нефтеотдачу. Так, по турнейскому объекту Лудошурского месторождения, находящемуся в заключительной стадии разработки, за счет БГС текущая нефтеотдача увеличена на 4,5%, а увеличение конечной нефтеотдачи ожидается на 13%, а годовой темп нефтедобычи возрос более чем в два раза.

Опыт бурения ГС и БГС на месторождениях Удмуртии показал, что:

· наиболее перспективными для горизонтального бурения являются турнейские залежи с карбонатными коллекторами и нефтями выской и повышенной вязкости (Мишкинское, Лудошурское);

· на втором месте по эффективности пластовые залежи верейского возраста и яснополянского надгоризонта (Котовское, Ижевское, Ельниковское и др.);

· башкирские высокорасчлененные объекты с карбонатными сложнопостроенными коллекторами мало перспективны как для горизонтального бурения, так и для бурения БГС (Чутырско-Киенгопское, Гремихинское). Перспективы повышения разработки этих объектов нами связываются с изысканием новых надежных методов обнаружения обводненных пластов закачиваемой водой и их изоляцией, а так же с более широким внедрением циклического заводнения;

· эффективность бурения во времени существенно снижается, так как наиболее перспективные объекты уже разбурены.

 

Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. Разработка нефтяных месторождений с нагнетанием теплоносителя в пласт. Теоретические основы процесса. Выбор типа теплоносителя. Проектирование процесса. Повышение эффективности воздействия на залежь теплоносителем.

Для повышения эффективности эксплуатации месторожде­ний, содержащих тяжелые, парафинистые и смолистые нефти применяют тепловые методы: закачку нагретой нефти, нефтепродуктов (конденсата, керосина, дизельного топлива) или во­ды, обработанной ПАВ; закачку пара посредством передвиж­ных парогенераторов; электротепловую обработку с помощью специальных самоходных установок.

Термические методы находят широкое применение при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. К ним относятся сложнопостроенные месторождения Удмуртии с нефтями повышенной и высокой вязкости, содержащими в своем составе большое количество парафина и асфальтосмолистых веществ. Нефти малоподвижны, при разработке их на естественном режиме или методами обычного заводнения в пласте и прискважинных зонах происходит отложение парафина и асфальтосмолистых веществ, нередко с полной потерей проницаемости. Поэтому дебиты скважин месторождений с

---