ДОРАЗРАБОТКА ВИЗЕЙСКОГО ГОРИЗОНТА БЫГИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ БОКОВЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуж

ДОРАЗРАБОТКА ВИЗЕЙСКОГО ГОРИЗОНТА БЫГИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ БОКОВЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Проект содержит 133 страниц, использовано 17 рисунков, 29 таблиц.
Ключевые слова и выражения: боковой горизонтальный ствол, дебит, залежь, нефть, инженерная методика, стационарный режим, технологические показатели, профиль скважины, длина ствола, прибыль, поток наличности, эффективность.
В проекте на основании геолого-математической модели выявлена зона залежи, где бурение боковых горизонтальных стволов экономически выгодно. Предложен вариант доразработки Быгинского месторождения. Выполнены технологические и экономические расчеты.

2.1. Текущее состояние разработки Быгинского месторождения
За 2006 год добыча нефти составила 275 тысячи тонны, что составляет 3,4 % от извлекаемых запасов. Текущий КИН от балансовых запасов равен 20 %, а от извлекаемых 34,7%.
В разработке выделено три объекта - верейско-башкирский, визейский и турнейский. На Быгинском месторождении промышленно нефтеносными являются и каширские залежи, которые ни в одном из проектных документах не рассматривались. Каширские залежи – разработкой не охвачены.
По верейско-башкирскому объекту фонд скважин составляет 50, в т.ч. 37 - добывающих, 8 - нагнетательных, 1 – пьезометрическая, 4 – ликвидированы. Разработка верейско-башкирского объекта с января 1991 г. по октябрь 2002 г. протекала на естественном режиме, с ноября 2002 г. организована система ППД, путем закачки пластовой воды. На текущий момент закачка осуществляется в 8 скважин. Текущий дебит нефти по скважинам изменяется в пределах от 1,3 до 33,2 т/сут (скв.35 – Западно-Быгинское поднятие и скв.124 – Центрально-Быгинское поднятие). Средний дебит по объекту составляет 11,2 т/сут, при обводненности добываемой продукции 26,9 %. Текущий дебит по жидкости в среднем составляет – 15,2 т/сут. Накопленная добыча нефти (на 01.12.2008 г.) – 841,6 тыс. т, жидкости 1034,6 тыс. т. Среднегодовая обводненность продукции – 35,4 %. Отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) составляет – 32,1 %. Текущий КИН – 0,126.
По визейскому объекту фонд скважин (на балансе ООО «РНК») на дату составления отчета составляет 28, в т.ч. 24 - добывающих, 4 – ликвидированы.
Разработка объекта протекает на естественном режиме. Текущий дебит нефти по скважинам изменяется в пределах от 0,2 до 26,5 т/сут (скв.201 – Южно-Арлановское поднятие и скв.224 – Центрально-Быгинское поднятие). Средний дебит составляет 7,1 т/сут, при обводненности добываемой продукции 82,0 %. Текущий дебит по жидкости в среднем составляет – 39,6 т/сут. Накопленная добыча нефти (на 01.12.2008 г.) – 623,4 тыс.т, жидкости 1947,6 тыс. т. Среднегодовая обводненность продукции – 84,3 %. Отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) составляет – 31,9 %. Текущий КИН – 0,131.
По турнейскому объекту фонд скважин (на балансе ООО «РНК») на дату составления отчета составляет 1 скважина (скв.425 Северо-Восточно-Быгинское поднятие). Разработка объекта протекает на естественном режиме. Текущий дебит по нефти составляет 12,7 т/сут, по жидкости − 21,9 т/сут. Обводненность добываемой продукции по скважине составляет 42,0 %. Накопленная добыча нефти (на 01.12.2008 г.) – 4,4 тыс.т, жидкости 11,8 тыс. т. Среднегодовая обводненность продукции – 67,0 %. Отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) составляет – 2,6 %. Текущий КИН – 0,008. За анализируемый период с 2003 г. по 01.01.2008 г. на фонде скважин произведено 136 ГТМ, направленных на повышение производительности добывающих скважин, в том числе:
В скважинах верейско-башкирского объекта проведено 101 мероприятие, дополнительная добыча нефти за счёт ГТМ составила 162,801 тыс.т, в т.ч. от мероприятий по воздействию на призабойную зону – 148,417 тыс.т, от оптимизации режима работы скважин – 10,569 тыс.т и от ремонтно-изоляционных работ – 3,815 тыс.т. Мероприятия в основной своей массе связаны с воздействием на призабойную зону (прирост дебита по эффективным мероприятиям в среднем – 3,9 т/сут);
В скважинах визейского объекта проведено 35 мероприятий, дополнительная добыча нефти составила 49,874 тыс.т, в т.ч. от мероприятий по воздействию на призабойную зону – 10,435 тыс.т, от оптимизации режима работы скважин − 37,310 тыс.т, от ремонтно-изоляционных работ − 2,129 тыс.т. Прирост дебита нефти по эффективным мероприятиям составил: по воздействию на призабойную зону скважин, в среднем – 3,3 т/сут; по оптимизации режима работы скважин – 5,8 т/сут; по ремонтно-изоляционным работам − 2,1 т/сут.
По верейско-башкирскому и визейскому объектам в сравнении с фактической добычей по годам- наибольшая дополнительная добыча по верейско-башкирскому объекту получена в 2006 г. – 51,7 тыс.т, что составило 35,9 % от годовой добычи нефти. Наибольшая дополнительная добыча по визейскому объекту получена в 2004 г.– 15,8 тыс.т, что составило 19,8 % от годовой добычи нефти.
Геолого-технические мероприятия позволяют получить значительный прирост добычи нефти по всем объектам разработки.
По состоянию на 1.01.2007 г. всего по месторождению отобрано 1434,6 тыс. т жидкости, из них 870,7 тыс.т нефти, что составляет 35,7% от утвержденных извлекаемых запасов нефти. Среднесуточная добыча нефти – 801,6 т/сут, средний дебит нефти – 10,2 т/сут, жидкости – 20,6 т/сут, обводненность добываемой продукции – 50,3 %. С начала заводнения закачано всего 242,4 тыс. т воды. Среднесуточная закачка воды составляет – 512,5 м3/сут. при среднесуточной добыче жидкости 348 м3/сут при пластовых условиях, текущая компенсация отборов закачкой составляет 65,8 %. Эксплуатация залежей предусмотрена выделение двух объектов разработки: I - верейско-башкирского; II – окско-яснополянского; разбуривание объектов по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300 м; площадную систему заводнения с полимерным воздействием по I объекту, избирательную - по II объекту; максимальный уровень добычи нефти 275 тыс.тонн; общий фонд скважин 88, в том числе 80 добывающих, 5 нагнетательных и 3 специальных.

2.2. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин
В настоящее время на Быгинском месторождении применяются механизированные способы добычи нефти. Используются следующие виды насосной эксплуатации: штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ), установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). Весь действующий добывающий фонд скважин на январь 2007 года состоял из 88 скважин, 52 из которых эксплуатируются при помощи ШГН и 7 – ЭЦН.Состояние добывающего фонда приведено в таблице 6.

Применение технологии вскрытия продуктивного пласта боковым горизонтальным стволом (БГС) является одним из наиболее эффективных методов повышения производительности и реанимации скважин, повышения темпов отборов нефти, увеличения конечного коэффициента извлечения нефти. По сравнению со строительством новых скважин зарезка БГС из действующего фонда позволяет обеспечить значительную экономию эксплутационных затрат (в том числе, затрат на обустройство). При этом не требуется большого дополнительного отвода земель во временное пользование под площадки скважин и промысловые коммуникации.
Увеличение коэффициента извлечения нефти достигает 10%, что объясняется вовлечением в разработку труднодоступных целиков нефти.
В результате проведения анализа эффективности зарезки БГС видно, что экономический эффект достигается в первую очередь за счет увеличения дебита скважины и снижения её обводненности. Благодаря зарезке боковых горизонтальных стволов в разработку попадают труднодоступные целики нефти, а также высокообводненные скважины. Объем бурения БГС на Быгинском месторождении до сих пор не исчерпан. Таким образом, мы вправе ожидать еще больший экономический эффект от данного мероприятия.
Дебиты вновь пробуренных БГС по сравнению с вертикальными увеличиваются до 1,5-2 раза, а обводненность падает в 5-6 раз. Из этого следует, что бурение боковых горизонтальных стволов имеет большой экономический эффект, при том, что эксплутационные затраты на бурение БГС в несколько раз ниже, чем на бурение новой скважины.
Исходя из фактических данных, приведенных в «Авторском надзоре» от 01.06.2005 года, срок окупаемости зарезки БГС по скважине составляет 6-12 месяцев.
Весьма перспективным направлением с точки зрения повышения охвата пластов вытеснением является реанимация обводненных скважин бурением БГС на не дренируемые или слабо дренируемые запасы.
Основные критерии эффективности горизонтального бурения определяются геолого-физическими параметрами, типом залежей, плотностью запасов нефти, эффективными нефтенасыщенными толщинами, продуктивностью объекта, реализованной системой разработки и т.д.
Наиболее перспективными для горизонтального бурения в геологических условиях Удмуртии являются массивные залежи с карбонатными коллекторами турнейского и башкирского возрастов и пластовые яснополянского и верейского горизонтов.
Для массивных залежей турнейского и башкирского возраста наиболее оптимальной траекторией горизонтального ствола является горизонталь с недопущением седловидных перегибов; для пластовых верейского и яснополянского – по нисходящей линии в условиях отсутствия подошвенных вод.
Для высокорасчлененных тонкослоистых объектов башкирского яруса и яснополянского надгоризонта наиболее эффективно бурение БГС осуществлять по нисходящей линии со вскрытием всей продуктивной толщи пластов, но без вскрытия изначально водонасыщенных нижних интервалов.
Длина горизонтального ствола определяется многими факторами и, в первую очередь, плотностью реализованной сетки скважин, выработкой запасов, размерами «целиков» нефти, экономическим фактором и т.д.
Ответственным моментом, определяющим эффективность бурения БГС на разрабатываемых месторождениях, является обоснование «целиков» нефти или слабо дренируемых участков для бурения БГС, которые определяются многими факторами. Бурению БГС предшествует глубокая научная проработка с привлечением фактических материалов по геологии и разработке объекта.
Эффективность бурения БГС определяется и соответствием принятых решений по технологии бурения геолого-техническим условиям проводки горизонтальных стволов.