Файл: Повышение конечного коэффициента нефтеизвлечения за счет горизонтальных скважин на примере Мишкинского месторождения.doc
Добавлен: 23.11.2023
Просмотров: 220
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Как видно из табл. 13, скважины 300, 360, 377 и 1306 имеют достаточно высокие дебиты по нефти и проведение на них планируемых мероприятий в настоящее время нецелесообразно. Таким образом, для проектирования бурения горизонтальных стволов подобрали скважины 375 (первый объект), 1379 (второй объект) и 1363 (третий объект).
Зарезка БГС
Данный вариант предусматривает зарезку боковых горизонтальных стволов на предложенных скважинах 375, 1363 и 1379
В табл. 14 представлены параметры прогнозируемых мероприятий по модели.
Таблица 14.
Основные параметры ячеек по модели.
-
скважина
нефтенасыщенность, д. ед
эфф. толщина, м
длина горизонтального участка, м
375
0.83 - 0.85
2.83 - 5.79
200
1363
0.60 - 0.85
5.08 - 5.72
207
1379
0.84 - 0.85
5.58 - 5.87
215
По построенным скважина провели расчет на модели для двух вариантов:
-
Вариант 1. Базовый. Не предусматривается бурение новых скважин. -
Вариант 2. Горизонтальное бурение. Предусматривается зарезка трех БГС из вертикальных скважин 375, 1363, 1379.
Данные, полученные после расчета на модели, приведены в табл. 15
Таблица 15.
Дебиты скважины 375,1363, 1379.
| | Дебит, т/сут | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 |
| 375 | Вар. 1. Qж | 6.5 | 7.4 | 8.3 | 9.4 | 10.2 | 11.9 | 14.3 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 |
| Вар. 1. Qн | 2.2 | 1.8 | 1.5 | 1.1 | 0.8 | 0.6 | 0.5 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | |
| Вар. 2. Qж | 22.2 | 23.3 | 26.4 | 41.5 | 45.1 | 53.9 | 62.6 | 71.4 | 80.2 | 88.9 | 97.7 | 106.5 | 115.3 | |
| Вар. 2. Qн | 18.3 | 15.4 | 13.5 | 12.5 | 11.1 | 10.5 | 8.5 | 8.0 | 7.5 | 6.6 | 5.6 | 4.6 | 2.8 | |
| 1363 | Вар. 1. Qж | 2.62 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Вар. 1. Qн | 0.32 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| Вар. 2. Qж | 61 | 80.6 | 98.9 | 108 | 117 | 126 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| Вар. 2. Qн | 9.98 | 7.66 | 6.01 | 4.96 | 3.91 | 2.86 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| 1379 | Вар. 1. Qж | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Вар. 1. Qн | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| Вар. 2. Qж | 6.13 | 6.24 | 6.7 | 7.2 | 7.9 | 8.6 | 10.5 | 11.6 | 12.4 | 13.5 | 14.7 | 15.5 | 0 | |
| Вар. 2. Qн | 6.13 | 5.9 | 5.6 | 5.1 | 4.5 | 3.7 | 2.8 | 2.1 | 1.6 | 1.13 | 0.61 | 0.35 | 0 |
В результате по вертикальным и БГС получили дебиты жидкости и нефти на проектируемых скважинах (табл. 16).
Таблица 16.
Дебиты жидкости и нефти на проектируемых скважинах.
-
Вариант 1
Вариант 2
год
375
1363
1379
375
1363
1379
2007
Qж, м3/сут
6.53
2.62
0.00
22.16
61.02
6.13
Qн, т/сут
2.21
0.32
0.00
18.30
9.98
6.13
% воды
0.66
0.88
-
0.17
0.84
0.00
2008
Qж, м3/сут
7.35
0.00
0.00
23.28
80.58
6.24
Qн, т/сут
1.83
0.00
0.00
15.40
7.66
5.90
% воды
0.75
-
-
0.34
0.90
0.05
2009
Qж, м3/сут
8.29
0.00
0.00
26.37
98.94
6.70
Qн, т/сут
1.46
0.00
0.00
13.47
6.01
5.60
% воды
0.82
-
-
0.49
0.94
0.16
2010
Qж, м3/сут
9.40
0.00
0.00
41.51
107.97
7.20
Qн, т/сут
1.06
0.00
0.00
12.49
4.96
5.10
% воды
0.89
-
-
0.70
0.95
0.29
2011
Qж, м3/сут
10.20
0.00
0.00
45.08
117.00
7.90
Qн, т/сут
0.82
0.00
0.00
11.05
3.91
4.50
% воды
0.92
-
-
0.75
0.97
0.43
2012
Qж, м3/сут
11.90
0.00
0.00
53.85
126.02
8.60
Qн, т/сут
0.64
0.00
0.00
10.51
2.86
3.70
% воды
0.95
-
-
0.80
0.98
0.57
2013
Qж, м3/сут
14.30
0.00
0.00
62.62
0.00
10.50
Qн, т/сут
0.49
0.00
0.00
8.53
0.00
2.80
% воды
0.97
-
-
0.86
-
0.73
2014
Qж, м3/сут
0.00
0.00
0.00
71.40
0.00
11.64
Qн, т/сут
0.00
0.00
0.00
8.03
0.00
2.10
% воды
-
-
-
0.89
-
0.82
2015
Qж, м3/сут
0.00
0.00
0.00
80.17
0.00
12.38
Qн, т/сут
0.00
0.00
0.00
7.46
0.00
1.60
% воды
-
-
-
0.91
-
0.87
2016
Qж, м3/сут
0.00
0.00
0.00
88.94
0.00
13.45
Qн, т/сут
0.00
0.00
0.00
6.57
0.00
1.13
% воды
-
-
-
0.93
-
0.92
2017
Qж, м3/сут
0.00
0.00
0.00
97.71
0.00
14.68
Qн, т/сут
0.00
0.00
0.00
5.58
0.00
0.61
% воды
-
-
-
0.94
-
0.96
2018
Qж, м3/сут
0.00
0.00
0.00
106.48
0.00
15.50
Qн, т/сут
0.00
0.00
0.00
4.59
0.00
0.35
% воды
-
-
-
0.96
-
0.98
2019
Qж, м3/сут
0.00
0.00
0.00
115.26
0.00
0.00
Qн, т/сут
0.00
0.00
0.00
2.80
0.00
0.00
% воды
-
-
-
0.98
-
-
В расчетах использовались данные по запасам пласта Ct-IV турнейского яруса: балансовые запасы нефти составляют 43860,537 тыс.т, начальные извлекаемые запасы нефти составляют 9079,131 тыс.т. Основные показатели разработки по вариантам представлены в табл. 17,18.
Таблица 17.
Вариант 1
| | дебит жидкости | накопленная жидкость | дебит нефти | накопленная нефть | КИН |
| | м3/сут | тыс. м3 | т/сут | тыс. т | % |
| 2007 | 9.15 | 1.68 | 2.53 | 0.47 | 19.27 |
| 2008 | 7.35 | 4.37 | 1.83 | 1.14 | 19.99 |
| 2009 | 8.29 | 7.40 | 1.46 | 1.67 | 20.71 |
| 2010 | 9.40 | 10.83 | 1.06 | 2.06 | 21.42 |
| 2011 | 10.20 | 14.55 | 0.82 | 2.35 | 22.13 |
| 2012 | 11.90 | 18.91 | 0.64 | 2.59 | 22.84 |
| 2013 | 14.30 | 24.13 | 0.49 | 2.77 | 23.54 |
| 2014 | - | 24.13 | - | 2.77 | - |
Таблица 18.
Вариант 2.
| | дебит жидкости | накопленная жидкость | дебит нефти | накопленная нефть | КИН |
| | м3/сут | тыс. м3 | т/сут | тыс. т | % |
| 2007 | 89.31 | 16.43 | 34.41 | 6.33 | 19.29 |
| 2008 | 110.10 | 56.73 | 28.96 | 16.93 | 20.03 |
| 2009 | 132.01 | 104.91 | 25.08 | 26.09 | 20.76 |
| 2010 | 156.68 | 162.10 | 22.55 | 34.32 | 21.49 |
| 2011 | 169.98 | 224.14 | 19.46 | 41.42 | 22.22 |
| 2012 | 188.47 | 293.12 | 17.07 | 47.67 | 22.94 |
| 2013 | 73.12 | 319.81 | 11.33 | 51.80 | 23.67 |
| 2014 | 83.04 | 350.12 | 10.13 | 55.50 | 24.38 |
| 2015 | 92.55 | 383.90 | 9.06 | 58.81 | 25.10 |
| 2016 | 102.39 | 421.38 | 7.70 | 61.62 | 25.82 |
| 2017 | 112.39 | 462.40 | 6.19 | 63.88 | 26.53 |
| 2018 | 121.98 | 506.92 | 4.94 | 65.69 | 27.24 |
| 2019 | 115.26 | 548.99 | 2.80 | 66.71 | 27.94 |
2.5. Сравнение технологических показателей проектируемого варианта с базовым вариантом.
Технологические показатели вариантов разработки приведены в табл. 19.
Таблица 19.
Технологические показатели вариантов разработки.
-
Вариант 1
Вариант 2
Накопленная жидкость, тыс. м3.
24.13
548.99
Накопленная нефть, тыс. т.
2.77
66.71
КИН на конечную дату, %
23.54
27.94
Начало проектируемого варианта
2007 г.
2007 г.
Продолжительность рентабельной разработки, лет
4.5
12.5
Вариант 2 является более эффективным (см. табл. 19) по сравнению с базовым вариантом разработки турнейского объекта по накопленным показателям, коэффициенту извлечения нефти, продолжительности рентабельного периода разработки залежи. Судя по табл.18, вариант 2 по всем технологическим параметрам превосходит базовый вариант.. Это объясняется тем, что расчетные периоды различны. Приведя значения на конечную дату разработки первого варианта (см. табл. 16, 17, 18), видим что в 2013 году по второму варианту КИН больше на 0,13%.
Дополнительная добыча нефти по трем БГС за период с июля 2007 года по январь 2019 составит по сравнению с вертикальными скважинами 64 тыс. т.
При бурении БГС выбиралось направление ствола в зоны с максимальной нефтенасыщенностью и эффективной толщиной пласта. Рентабельный период работы скважин (см. табл. 19) по варианту 2 составляет 12,5 лет.
3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ.
3.1. Обоснование показателей экономической эффективности проекта.
Эффективность проекта оценивается системой рассчитываемых показателей /20/, выступающих в качестве экономических критериев. Для оценки проекта предлагается использовать следующие основные показатели эффективности: