Автор работы: Пользователь скрыл имя, 16 Ноября 2013 в 17:12, курсовая работа
В процессе работы рассмотрены особенности строительства и эксплуатации боковых стволов и анализ их эффективности. В результате исследования выявлены причины низкой эффективности добычи нефти из боковых стволов. Бурение боковых стволов в скважинах приводит к уплотнению существующей плотности сетки скважин, повышению коэффициента охвата пласта воздействием и увеличению нефтеотдачи пластов. Метод повышения нефтеотдачи пластов буреним боковых стволов находится на стадии широкого применения. Эффективность метода подтверждается экономическими расчетами. Основные конструктивные и технико-эксплуатационные показатели приведены в отдельные таблицы.
РЕФЕРАТ 8
ВВЕДЕНИЕ 9
1 КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУЙМАЗИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 11
1.1 Общие сведения о районе 11
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика геологического
разреза Туймазинского месторождения 11
1.3 Общая характеристика продуктивных пластов 13
1.4 Начальные и текущие запасы 17
1.5 Физико-химические свойства нефти и газа
2. УНИРС 1
2 АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ТУЙМАЗИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 22
2.1 Анализ выработки запасов и эффективность системы
разработки Туймазинского месторождения 22
2.2 Текущее состояние разработки 31
2.3 Анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи
пластов 36
3 ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С
БОКОВЫМИ СТВОЛАМИ В ООО НГДУ «ТУЙМАЗАНЕФТЬ» 40
3.1 Опыт применения и перспективы бурения боковых
стволов на месторождениях ООО НГДУ «Туймазанефть» 40
3.2 Назначение и область применения скважин с боковыми
стволами 44
3.3 Строительство боковых стволов на Туймазинском
месторождение 47
3.3.1 Требования к техническому состоянию скважин 47
3.3.2 Техника и технология бурения боковых стволов 48
3.3.3 Конструкции боковых стволов 51
3.4 Анализ эксплуатации скважин с боковыми стволами на Туймазинском месторождение 53
3.5 Проектирование бурения и последующей эксплуатации 67
бокового ствола скважины № 1554 Туймазинского месторождения
3.5.1 Геолого-физическое обоснование точки заложения забоя
бокового ствола 67
3.5.2 Обоснование проектного дебита скважины 83
3.5.3 Прогнозирование показателей работы боковых стволов 87
3.5.4 Выбор способа эксплуатации и расчет профиля бокового
ствола проектной скважины 93
3.6 Особенности эксплуатации скважин с боковыми стволами 102
4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТА 109
4.1 Технико-экономическая и организационная характеристика
ООО НГДУ «Туймазанефть» 109
4.2 Анализ себестоимости добычи нефти в ООО НГДУ
«Туймазанефть» 113
4.3 Определение экономической эффективности бурения бокового
ствола в скважине № 1554 115
4.3.1 Методика расчета экономической эффективности бурения бокового ствола 117
4.3.2 Расчет предполагаемого экономического эффекта по
прогнозным данным эксплуатации скважины 123
5 Безопасность и экологичность проекта 128
5.1 Основные направления обеспечения безопасности и
экологичности добычи нефти и газа 128
5.2 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению
безопасности технических систем и производственных процессов 131
5.3 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях 140
5.4 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению
экологической безопасности 143
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 150
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 152
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Второй этап – бурение боковых стволов на пласт DII.
В процессе разработки пласта DII внедрены все проектные технологические рекомендации, дополнительно широко применялся форсированный отбор жидкости с увеличением дебитов жидкости с 57 до 209 м3/сут, т.е. почти в два раза. Значительный рост дебитов связан с развитием системы заводнения путем разрезания залежи рядами нагнетательных скважин. Скважины отрабатывались до высоких значений ВНФ. ВНФ по скважинам пласта DII изменялся от 0,01 до 428 т/т, при достижении обводненности 99 – 100 % они отключались. Отключение скважин пласта DII также обусловлено наличием возвратного вышележащего объекта DI, с хорошей продуктивностью, что побуждало к преждевременному прекращению эксплуатации малодебитных скважин. Проектная плотность сетки скважин составляет 20 га/скв в нефтяной зоне (НЗ) и 50 - 60 га/скв в водонефтяной зоне (ВНЗ). Текущая плотность составляет 14,8 га/скв в НЗ и 26,7 га/скв в ВНЗ, что меньше проектной. Это обусловлено тем, что большинство скважин, пробуренных на пласт и расположенных в контуре нефтеносности залежи горизонта DI были углублены на пласт DII сразу после бурения. Отставание в сроках и темпах разбуривания ВНЗ определило низкие показатели выработки запасов из нее. Общая площадь нефтеносности залежи составляла 8456 га, эксплуатационный фонд – 39 скважин, тогда плотность сетки составит 214 га/скв. Чтобы извлечь остаточные запасы нефти из пласта при темпе отбора 1,99 % от остаточных извлекаемых запасов понадобится 50 лет. Поэтому необходимо обновление фонда скважин, что осуществляется путем зарезки боковых стволов и углублением.
Особенностью
залежи является не поршневое вытеснение
нефти, а постепенное поднятие ВНК.
В результате из-за ухудшения коллекторских
свойств нефть не втесняется из слабопроницаемых
прикровельных участков залежи. При
бурении боковых стволов
Третий этап – бурение боковых стволов на пласт DIV.
Пласт выведен
из эксплуатации в 1995 году. До отключения
пласта работало 10 скважин, накопленная
добыча составляет 963 тыс. тонн нефти. В
течении 1995 – 1999 годов происходило
перераспределение нефти и
Всего на
01.01.2004 года на девонские отложения
Туймазинского месторождения
В 2001 году на Туймазинском месторождении боковые зарезки были проведены на бобриковский горизонт и на карбонаты среднефаменского подъяруса. В боковом стволе, пробуренном на среднефаменские отложения был получен приток нефти 5,2 т/сутки. Накопленная добыча по фаменским отложениям составляет 4638 тонн при обводнении продукции 41,5 %. Всего на среднефаменский подъярус пробурено 6 боковых стволов.
Институтом
«БашНИПИнефти систематически выполняется
технико-экономические
Анализ
пробуренных и технико-
По ООО НГДУ «Туймазанефть» в 2004 году планируется восстановить из бездействия методом зарезки боковых стволов 17 скважин с целью извлечения остаточных запасов нефти в продуктивных пластах девонских отложений (DІ и DІІ), а также в отложениях фаменского яруса (Dфам), бобриковского и радаевского горизонтов (С1bb).
Рассмотренный
опыт применения зарезки и бурения
боковых стволов в скважинах
Туймазинского месторождения с
целью повышения нефтеотдачи
показывает оправданность метода на
заключительных стадиях разработки
продуктивных объектов. Показатели работы
боковых стволов на уровне выше экономически
предельных при незначительных капитальных
затратах свидетельствуют о
3.2 Назначение и область применения скважин с боковыми стволами
В настоящее
время в связи с истощением
нефтяных месторождений, полным использованием
возможностей вторичных методов
разработки ежегодно увеличивается
число отработанных, нерентабельных
скважин. Вместе с тем в продуктивных
пластах остается значительное количество
нефти в застойных зонах. Решением
проблемы извлечения таких запасов
и восстановления старых бездействующих
скважин является ввод этих скважин
в эксплуатацию путем бурения
вторых стволов. Потенциальным для
восстановления скважин бурением вторых
наклонных стволов, прежде всего
может быть фонд бездействующих скважин.
Если на первом этапе разработки Туймазинского
месторождения прирост добычи нефти
осуществляется за счет увеличения фонда
нефтяных скважин, то на современном
этапе этого оказалось
Большое количество нефтяных скважин переходит в фонд наблюдательных, нагнетательных, пьезометрических, ожидающих ликвидации. В связи с этим было принято решение с целью извлечения остаточных запасов нефти в застойных зонах и в пластах, неохваченных разработкой при существующей системе, зарезать в данных скважинах боковые стволы.
Бурение боковых стволов на Туймазинском месторождении производиться с целью перевода скважин на эксплуатацию: вышележащего горизонта, нижележащего горизонта (углубление), текущего объекта с отходом в пределах 25 – 100 м и длиной бокового ствола 80 – 220 м. В зависимости от угла вхождения БС в продуктивный пласт различают боковые стволы с горизонтальным забоем (боковые горизонтальные стволы), с вертикальным первичным вскрытием пласта и вхождением БС в пласт под определенным зенитным углом. Боковые стволы применяются как для эксплуатации одного продуктивного объекта, так и для одновременной эксплуатации при вскрытии нескольких пластов.
Основными целями строительства боковых стволов в условиях Туймазинского месторождения являются следующие:
- повышение
нефтеотдачи разрабатываемых
- повышение
текущей добычи нефти путем
восстановления действующего
- вовлечение в разработку залежей нефти в выше и ниже залегающих продуктивных отложениях;
- увеличение
темпов разработки линзовидных
залежей, вскрытых
- вовлечение
в разработку залежей нефти,
совпадающих в плане лишь
- увеличение
притока жидкости (соответственно
и нефти) из карбонатов
Наиболее целесообразным является использование технологий бурения боковых стволов на поздней стадии разработки месторождений в связи с тем, что к этому времени на эксплуатационные объекты уже пробурена значительная часть основного и резервного фонда, а запасы выработаны не полностью. При этом величина остаточных запасов зачастую настолько мала, что бурение новых вертикальных скважин на них просто нерентабельно.
Боковые стволы могут использоваться для добычи нефти в большинстве залежей, за исключением рыхлых, сильно трещиноватых и обваливающихся пород, в которых затруднено бурение даже вертикальных скважин.
Геолого-физические условия эффективного применения БС:
- нефтяные залежи с трудноизвлекаемыми запасами;
- залежи
с коллекторами, имеющими естественную
вертикальную трещиноватость
- пласты
с высокой неоднородностью,
- пласты с карстовыми или кавернозными образованиями;
- линзовидные пласты;
- пласты с малой толщиной;
- пласты
с несцементированными
На основе анализа результатов бурения боковых стволов в АНК «Башнефть» и накопления опыта эксплуатации были обозначены критерии применимости метода, к которым относятся:
- наличие достаточных, не менее 5 – 6 тыс. тонн остаточных запасов нефти в зоне дренирования БС;
- достижение после бурения БС достаточно высокого начального дебита по нефти в размере 3 – 5 т/сут;
- обеспеченность
запасом пластового давления
в зоне бурения БС и наличия
системы поддержания
- в многопластовом
разрезе в БС должна быть
предусмотрена возможность
Как видно, бурение БС имеет широкий диапазон области применения: увеличение текущей нефтеотдачи пластов, совершенствование системы разработки продуктивных объектов в целом, реабилитация старого фонда скважин и т.д.
При обосновании
бурения боковых стволов в
скважинах Туймазинского
3.3 Строительство
боковых стволов на
3.3.1 Требования
к техническому состоянию
Согласно РД 39-00147275-057-2000, исходя из требований охраны недр и окружающей среды, не допускается строительство боковых стволов по техническому состоянию основных стволов скважин:
- скважины
с негерметичными, либо ремонтированными
эксплуатационными колоннами,
- скважины с затрубной циркуляцией;
- скважины
с отсутствием цемента в
- скважины
с отсутствием цемента за
Для получения исходных данных, необходимых для оценки технического состояния и составления плана работ по забуриванию боковых стволов, необходимо провести следующие работы:
- проверить
герметичность
- с целью
оценки глубины интервалов
- проверить наличие затрубной циркуляции термометрией (ВЧТ).
Определение
технического состояния скважины производится
в следующей
Бурение боковых стволов на Туймазинском месторождении производится, в основном, в скважинах, находящихся в бездействии: наблюдательных, пьезометрических, ожидающих ликвидации, со сложной аварией в основном стволе скважины, нерентабельных ввиду истощения запасов нефти. Учитывая продолжительный срок эксплуатации этих скважин, к их техническому состоянию предъявляются особые требования, которые должны обеспечить безаварийную проводку бокового ствола и дальнейшую его эксплуатацию.
Информация о работе Анализ эффективности эксплуатации скважин с боковыми стволами