ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 01.12.2023
Просмотров: 266
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
2.1. Геолого- Физическая характеристика
2.2. Физико- гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов
3.2. Анализ состояния фонда скважин
3.4. Состояние выработки запасов нефти
3.5. Анализ эффективности реализуемой системы разработки
4.1. Обоснование экономической эффективности при реализаций проектируемого технического решения
высоковязкими нефтями крайне низкие, а коэффициенты нефтеотдачи пластов при традиционных технологиях разработки методом заводнения находятся на уровне 0,1 - 0,2
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 высоковязкими нефтями крайне низкие, а коэффициенты нефтеотдачи пластов при традиционных технологиях разработки методом заводнения находятся на уровне 0,1 - 0,2.
Если вязкость нефти резко снижается с увеличением температуры (тяжелые нефти) и коллектор гранулярный
, то основной вклад в увеличение нефтеотдачи вносит механизм улучшения отношения вязкостей нефти и воды (µн / µв ). Если же вязкость нефти с изменением температуры меняется умеренно или слабо, то преимущество получают механизмы теплового расширения пластовой системы и улучшения проявления молекулярно-поверхностных сил.
К основным видам термического воздействия на пласт относятся следующие:
1) закачка горячей воды в продуктивные пласты (воздействие горячей водой – ВГВ);
2) паротепловое воздействие на пласт (ПТВ);
3) вытеснение нефти созданием внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ).
Первые два вида объединяются под общим названием воздействия на пласт теплоносителями. Следовательно, если говорим, что месторождение разрабатывается с применением теплоносителей, то имеется в виду либо ВГВ, либо ПТВ. В этих технологиях горячая вода или пар создаются на поверхности и вводятся в пласт через нагнетательные скважины.
Нефть или воду нагревают на устье скважины с помощью паропередвижных установок или электронагревателей. Практически установлено, что для эффективного прогрева призабойной зоны пласта требуется 15 - 30 м3 горячих нефтепродуктов или сырой нефти, нагретых до 90 - 95 °С.
Прогрев осуществляют созданием циркуляции (горячей промывкой) или продавливанием жидкости в пласт.
При горячей промывке нагретые нефть или нефтепродукты закачивают через затрубное пространство, не останавливая работу скважины по подъемным (насосно-компрессорным) трубам. Горячий теплоноситель вытесняет «холодную» жидкость из затрубного пространства до башмака подъемных труб или приема насоса, частично растворяя парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны. При такой обработке тепловое воздействие на призабойную зону пласта весьма незначительно.
Продавливание горячей жидкости в призабойную зону пласта эффективнее, но требует извлечения скважинного подземного оборудования и спуска насосно-компрессорных труб с пакером. Иногда призабойную зону пласта обрабатывают горячей нефтью с поверхностно-активными веществами (10 - 12 м3 горячей нефти и 80 -100 кг ПАВ). По истечении 6 - 7 ч после обработки скважину пускают в работу.
При использовании пластовой воды ее нагревают до 90 - 95 °С и добавляют ПАВ (0,5 - 1% объема воды). Приготовленную таким способом воду в количестве 70 - 80 м3 под давлением закачивают в скважину.
Одним из наиболее эффективных методов теплового воздействия на призабойную зону пласта является прогрев ее паром. Значения КИН при этом методе достигает значения 0,4-0,6. Перегретый водяной пар закачивают под давлением 8 – 15 МПа при следующих благоприятных условиях: глубина продуктовного пласта не более 1200 м, толщина пласта, сложенного песчаниками и глинами, не менее 15 м, вязкость нефти в пластовых условиях выше 50 мПа-с, остаточная нефтенасыщенность пласта не менее 50%, плотность нефти в пластовых условиях не менее 900-930 кг/м
3. Не рекомендуется проведение паротепловой обработки на заводненных участках в связи с большим расходом тепла.
Перед закачкой пара проводят исследование скважин: замер дебита нефти, газа и воды, пластового давления, температуры, статического уровня. Затем промывают забой, спускают насоснокомпрессорные трубы с термостойким пакером, который устанавливают над верхними отверстиями фильтра. В неглубоких скважинах (до 500—600 м) паро-тепловую обработку часто проводят без применения пакера. Для устранения опасных удлинений колонны насосно-компрессорных труб при закачке пара в пласт применяют специальное оборудование, состоящее из колонной головки, арматуры устья и скважинного компенсатора с телескопическим устройством.
Экономическая эффективность – это экономическая категория, отражающая наилучший результат деятельности при использовании ограниченных ресурсов или достижение цели с наименьшими затратами.
Для оценки эффективности деятельности предприятия, в частности производства, применяют следующие категории: экономия, годовая экономия, годовая экономия от снижения себестоимости, экономический эффект, годовой экономический эффект, экономическая эффективность.
Экономия – это сокращение использования одного из экономических ресурсов. Измеряется в натуральном, трудовом и стоимостном выражении. Определяется как разница абсолютных значений планового и фактического объемов использования ресурса или объемов ресурса прошлого и предстоящего периодов.
Годовая экономия – это сокращение расходования одного из экономических ресурсов в расчете на годовой объем производства.
Годовая экономия от снижения себестоимости продукции – это сокращение издержек по использованию нескольких экономических ресурсов, формирующих себестоимость конкретного вида продукции, в расчет на годовой объем производства. Измеряется в рублях в год.
Экономический эффект – это абсолютный показатель в стоимостном выражении, характеризующий рациональное использование совокупности экономических ресурсов, т.е. их суммарную экономию. В этом случае учитываются не только текущие затраты но и единовременные.
Годовой экономический эффект – это суммарная экономия всей совокупности затрат, связанной с производством годового объема производства.
Экономическая эффективность – относительный показатель, характеризующий результативность производственно-хозяйственной деятельности предприятия, который всегда определяется соотношением результата и затрат, необходимых для достижения полученного результата.
Система показателей эффективности:
- по использованию основных средств: фондоотдача, фондоемкость, фондовооруженность, техническая вооруженность, число часов использования установленной мощности;
- по использованию оборотных средств: материалоемкость, материалоотдача, удельная материалоемкость, скорость и длительность оборота оборотных средств;
- по использованию кадров: производительность труда, в частности, трудоемкость и выработка;
- обобщающие показатели: рентабельность продукции, производства, основных средств, оборотных средств, капитала, продаж и т.д.
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 высоковязкими нефтями крайне низкие, а коэффициенты нефтеотдачи пластов при традиционных технологиях разработки методом заводнения находятся на уровне 0,1 - 0,2.
Если вязкость нефти резко снижается с увеличением температуры (тяжелые нефти) и коллектор гранулярный
, то основной вклад в увеличение нефтеотдачи вносит механизм улучшения отношения вязкостей нефти и воды (µн / µв ). Если же вязкость нефти с изменением температуры меняется умеренно или слабо, то преимущество получают механизмы теплового расширения пластовой системы и улучшения проявления молекулярно-поверхностных сил.
К основным видам термического воздействия на пласт относятся следующие:
1) закачка горячей воды в продуктивные пласты (воздействие горячей водой – ВГВ);
2) паротепловое воздействие на пласт (ПТВ);
3) вытеснение нефти созданием внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ).
Первые два вида объединяются под общим названием воздействия на пласт теплоносителями. Следовательно, если говорим, что месторождение разрабатывается с применением теплоносителей, то имеется в виду либо ВГВ, либо ПТВ. В этих технологиях горячая вода или пар создаются на поверхности и вводятся в пласт через нагнетательные скважины.
Нефть или воду нагревают на устье скважины с помощью паропередвижных установок или электронагревателей. Практически установлено, что для эффективного прогрева призабойной зоны пласта требуется 15 - 30 м3 горячих нефтепродуктов или сырой нефти, нагретых до 90 - 95 °С.
Прогрев осуществляют созданием циркуляции (горячей промывкой) или продавливанием жидкости в пласт.
При горячей промывке нагретые нефть или нефтепродукты закачивают через затрубное пространство, не останавливая работу скважины по подъемным (насосно-компрессорным) трубам. Горячий теплоноситель вытесняет «холодную» жидкость из затрубного пространства до башмака подъемных труб или приема насоса, частично растворяя парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны. При такой обработке тепловое воздействие на призабойную зону пласта весьма незначительно.
Продавливание горячей жидкости в призабойную зону пласта эффективнее, но требует извлечения скважинного подземного оборудования и спуска насосно-компрессорных труб с пакером. Иногда призабойную зону пласта обрабатывают горячей нефтью с поверхностно-активными веществами (10 - 12 м3 горячей нефти и 80 -100 кг ПАВ). По истечении 6 - 7 ч после обработки скважину пускают в работу.
При использовании пластовой воды ее нагревают до 90 - 95 °С и добавляют ПАВ (0,5 - 1% объема воды). Приготовленную таким способом воду в количестве 70 - 80 м3 под давлением закачивают в скважину.
Одним из наиболее эффективных методов теплового воздействия на призабойную зону пласта является прогрев ее паром. Значения КИН при этом методе достигает значения 0,4-0,6. Перегретый водяной пар закачивают под давлением 8 – 15 МПа при следующих благоприятных условиях: глубина продуктовного пласта не более 1200 м, толщина пласта, сложенного песчаниками и глинами, не менее 15 м, вязкость нефти в пластовых условиях выше 50 мПа-с, остаточная нефтенасыщенность пласта не менее 50%, плотность нефти в пластовых условиях не менее 900-930 кг/м
3. Не рекомендуется проведение паротепловой обработки на заводненных участках в связи с большим расходом тепла.
Перед закачкой пара проводят исследование скважин: замер дебита нефти, газа и воды, пластового давления, температуры, статического уровня. Затем промывают забой, спускают насоснокомпрессорные трубы с термостойким пакером, который устанавливают над верхними отверстиями фильтра. В неглубоких скважинах (до 500—600 м) паро-тепловую обработку часто проводят без применения пакера. Для устранения опасных удлинений колонны насосно-компрессорных труб при закачке пара в пласт применяют специальное оборудование, состоящее из колонной головки, арматуры устья и скважинного компенсатора с телескопическим устройством.
- 1 ... 4 5 6 7 8 9 10 11 12
4.2. Расчет экономических показателей проекта
Экономическая эффективность – это экономическая категория, отражающая наилучший результат деятельности при использовании ограниченных ресурсов или достижение цели с наименьшими затратами.
Для оценки эффективности деятельности предприятия, в частности производства, применяют следующие категории: экономия, годовая экономия, годовая экономия от снижения себестоимости, экономический эффект, годовой экономический эффект, экономическая эффективность.
Экономия – это сокращение использования одного из экономических ресурсов. Измеряется в натуральном, трудовом и стоимостном выражении. Определяется как разница абсолютных значений планового и фактического объемов использования ресурса или объемов ресурса прошлого и предстоящего периодов.
Годовая экономия – это сокращение расходования одного из экономических ресурсов в расчете на годовой объем производства.
Годовая экономия от снижения себестоимости продукции – это сокращение издержек по использованию нескольких экономических ресурсов, формирующих себестоимость конкретного вида продукции, в расчет на годовой объем производства. Измеряется в рублях в год.
Экономический эффект – это абсолютный показатель в стоимостном выражении, характеризующий рациональное использование совокупности экономических ресурсов, т.е. их суммарную экономию. В этом случае учитываются не только текущие затраты но и единовременные.
Годовой экономический эффект – это суммарная экономия всей совокупности затрат, связанной с производством годового объема производства.
Экономическая эффективность – относительный показатель, характеризующий результативность производственно-хозяйственной деятельности предприятия, который всегда определяется соотношением результата и затрат, необходимых для достижения полученного результата.
Система показателей эффективности:
- по использованию основных средств: фондоотдача, фондоемкость, фондовооруженность, техническая вооруженность, число часов использования установленной мощности;
- по использованию оборотных средств: материалоемкость, материалоотдача, удельная материалоемкость, скорость и длительность оборота оборотных средств;
- по использованию кадров: производительность труда, в частности, трудоемкость и выработка;
- обобщающие показатели: рентабельность продукции, производства, основных средств, оборотных средств, капитала, продаж и т.д.