Повышение эффективности выработки запасов франско-фаменского объекта Забегаловского месторождения с применением боковых горизонтальных стволов-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-

Повышение эффективности выработки запасов франско-фаменского объекта Забегаловского 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
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения.
В текущий момент разработка осуществляется согласно утвержденному II варианту «Проекта разработки Забегаловского месторождения Удмуртской республики» (ОАО «Гипровостокнефть»,протокол ТКР No 18 от 07.02.2007г.) [4], который предусматривает:
 оптимизацию интервалов перфорации в 7 скважинах:
2008 г. – скв.1307;
2009 г. – скв.1311;
2010 г. – скв.1312, 1313, 1315;
2011 г. – скв.1318,1344.
 создание разрезающего нагнетательного ряда скважин путем перевода под закачку добывающих скважин:
2008 г. – скв.1308;
2010 г. – скв.1311;
2011 г. – скв.1309
 создание очага заводнения в западной части залежи, не охваченной заводнением, путем перевода добывающей скважины 1314 в 2010 г.
Плотность сетки составит 10 га/скв.
На 01.01.09 г. на месторождении пробурено 28 скважин. Разведочная скв.1341 ликвидирована по геологическим причинам (категория 1 «а»). С начала разработки добыто 1036,2 тыс.т. нефти и извлечено от НИЗ 32,2 %; в 2008 г. добыча нефти всего составила 125,1 тыс.т., жидкости-212,3 тыс.т; средний дебит действующих скважин по нефти составляет 17,6 т/сут, по жидкости-29,8 т/сут; текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 8,2 %.
На рисунке 4 представлен график динамики технологических показателей разработки Забегаловского месторождения.
Рис.4. График разработки Забегаловского месторождения
2.2. Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения.
Процесс разработки фаменского объекта оценивается как малоэффективный. Согласно анализу текущего состояния разработки Забегаловского месторождения можно сделать следующие выводы:
- исследования в добывающих и нагнетательных скважинах проводятся не в полном объеме;
- в среднем по месторождению за 2008 г. дебит скважин по нефти составляет 17,6 т/сут, по жидкости 29,8 т/сут, обводненность 41,1 %;
- диапазон изменения забойного давления по скважинам от 1,8 МПа до 5,4 МПа, скважины работают при среднем забойном давлении 5,5 МПа (давление насыщения 5,0 МПа);
- за время разработки месторождения пластовое давление снизилось с 13,2 МПа до 7 МПа, с началом закачки не по всем скважинам наблюдался рост пластового давления, и по многим скважинам сохраняется прямолинейная зависимость давления от накопленной добычи. Это является свидетельством того, что не вся залежь охвачена процессом заводнения, и по скважинам центральной и западной частей давление по-прежнему продолжает снижаться;
- охват заводнением по площади очень низкий, вытеснение нефти водой протекает весьма неэффективно;
- отбор от утвержденных извлекаемых запасов на текущий момент в целом по месторождению составляет 32,2%;
- уровни добычи нефти значительно превышают проектные, благодаря высокой эффективности проведения ГТМ.
Основные рекомендации направлены:
- на дальнейшую разработку месторождения существующим фондом добывающих и нагнетательных скважин;
- на усиление контроля за энергетическим состоянием залежи;
- на осуществление контроля за выработкой запасов нефти путем проведения комплексных промыслово-геофизических исследований по действующим скважинам;
- на определение приемистости в нагнетательных скважинах с дифференциальным профилем приемистости;
- на контроль за направлением и скоростью фильтрационных потоков путем закачки меченных жидкостей в нагнетательные скважины;
- на проведение исследований по высокообводненным добывающим скважинам с целью выявления интервалов притока воды и проведение водоизоляционных работ с применением гелеобразующих состав;
2.2.1. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки.
За 2003-2006 г. в качестве проектных приняты показатели работы «Уточненная технологическая схема разработки Забегаловского нефтяного месторождения Удмуртской Республики» [2](протокол No 25 от 30.12.2003 г.), за 2005-2007 г. – показатели работы «Анализ разработки Забегаловского месторождения нефти» [3] (протокол No 32 от 31.08.2005 г.).с 2007 г. – показатели работы «Проект разработки Забегаловского месторождения нефти Удмуртской Республики» [4] (протокол No 18 от 07.02.2007г.). Сопоставленная оценка фактических и проектных данных по месторождению (таблица 7) позволяет отметить следующее:
  максимальный отбор нефти из залежи достигнут в 2005 г. и составлял 138,941 тыс. т при добывающем фонде 21 скважина, средняя обводненность имела в этот период величину 21,2%. темп отбора составлял 4,3 % от начальных извлекаемых запасов нефти. В дальнейшем наблюдается снижение добычи нефти;
 поскольку залежь нефти является практически полностью изолированной, обводнение залежи происходило за счет закачки;
 сравнение проектных и фактических показателей разработки (таблица 7) показывает, что за рассматриваемый период (2003-2008 г.) фактические уровни добычи значительно превышают проектные. Рост объемов добычи нефти по пласту явился следствием геолого-технических мероприятий, проведенных в 2003-2008 г.г. по фонду добывающих скважин с целью интенсификации добычи нефти. Фактическая накопленная добыча нефти превышает проектную на 26,3 тыс.т.;
 средний дебит за этот период увеличился с 11 до 17,6 т/сут, что связано с оптимизацией работы насосного оборудования и сменой НГН на более производительные ЭЦН. Превышение значения среднесуточного дебита добывающей скважины по нефти является следствием проводимых ГТМ, созданием более высоких депрессий на пласты путем снижения забойного давления при общем снижении пластовых давлений;
 на 01.01.2009 г. закачка осуществляется в пять скважин. Фактическая закачка воды по двум последним годам ниже проектной, однако накопленная компенсация отбора закачкой практически на уровне проектной. Средняя приемистость скважин составляет 137 м3/сут. Накопленная закачка составляет 938,2 тыс.м3, при текущей компенсации отбора 0,98%, накопленной – 62,3%. Пластовое давление в зоне нагнетания составляет 17,55 МПа. Наряду с увеличением дебитов нефти отмечается рост обводненности, что связано с прорывом закачиваемой воды к забоям добывающих скважин;
 в 2005-2006 г.г. наблюдается резкое обводнение продукции-21,2% против 7,5 % проектных в 2005-г.,36,5% против 11,5% проектных в 2006 г., что объясняется превышением объемов закачки над проектными на 33,3 % в 2005 г., на 91% в 2006 г. Обводненность продукции действующего фонда скважин составила 41,1% при прогнозировании – 56,4%. Обводнились преимущественно скважины, расположенные в склоновой части рифа, куда поступает основной объем закачиваемой воды; скважины, расположенные в центральной и западной частях, не охваченных воздействием, практически не обводнялись, что позволяет судить об ограниченной зональности влияния действующих нагнетательных скважин.
Техника и технология добычи нефти соответствует проектным решениям. Все скважины эксплуатируются механизированным способом с применением ШСНУ и УЭЦН. Средний динамический уровень по скважинам составляет 1302 м и изменяется в диапазоне глубин от 1115 до 1528 м. Средняя глубина спуска насосного оборудования составляет 1361 м и изменяется от 1201 м до 1556 м при среднем погружении насоса под динамический уровень 289 м.
Начальный период разработки месторождения проводился на естественном режиме, в результате чего отмечается снижение пластового давления. По состоянию на 01.01.09 г. пластовое давление составляет в целом по объекту 7,0 МПа, что ниже первоначального на 6,2 МПа.
Освоение системы ППД начато в 2001 г., т.е. на год позже проектного. В 2008 г. закачано 226 тыс.м3, с начала закачки - 938,2 тыс.м3 воды. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет 98 %, накопленная – 62,3 %. Невыполнение проектных уровней закачки воды обусловлено в основном меньшим фондом нагнетательных скважин и в меньшей степени более низкой приемистостью нагнетательных скважин по сравнению с проектными.
Фонд добывающих скважин ниже проектного на 1 скважину ввиду перевода под закачку в 2008 г. скв.1308 и составляет 20 скважин, а фонд нагнетательных скважин, в свою очередь, выше проектного и составляет 5 скважин.
Фактическая система сбора соответствует I-му этапу, предусмотренному технологической схемой. Сбор продукции осуществляется по однотрубной герметизированной системе. Добываемая продукция без предварительной подготовки на ДНС, в связи с обводненностью ниже 10 %, подается непосредственно на УПН Гремихинского месторождения.
Проектные мероприятия по контролю за разработкой связаны с двумя направлениями:
-с исследованием скважин геофизическими методами в процессе бурения;
-с промыслово-геофизическими исследованиями в процессе эксплуатации скважин.
По первому направлению исследования скважин в процессе бурения осуществлены в полном объеме в соответствии с «Правилами геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах», Москва, 1999 г.
Объем исследовательских работ в процессе эксплуатации на данном этапе связан, в основном, с гидродинамическими исследованиями: замерами пластового и забойного давлений, статических и динамических уровней, а так же с контролем за текущими дебитами нефти и жидкости, обводненностью скважин. Выполняемый объем гидродинамических исследований позволяет с достаточной достоверностью строить текущие карты отборов и пластовых давлений (1 раз в полугодие).
Таким образом, проектные решения по технике и технологии добычи нефти, конструкции скважин, системе сбора продукции скважин, системе поддержания пластового давления и мероприятия по контролю за разработкой практически полностью выполняются. Основные показатели разработки отличаются от проектных. В сложившихся условиях необходимо разработать мероприятия по интенсификации добычи нефти и уточнить основные проектные показатели.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Боковое горизонтальное бурение в ОАО «Белкамнефть», назвать новым направлением в области разработки месторождений уже нельзя, поскольку оно занимает ведущее место в разработке нефтяных месторождений. Поэтому теоретические вопросы, касающиеся проектирования и анализа разработки месторождений с применением боковых горизонтальных стволов, являются весьма актуальными.
Повышение нефтеотдачи Забегаловского месторождения возможно благодаря бурению БГС. По расчетным технологическим показателям видно, что за счёт бурения 3 спроектированных БГС дополнительно будет добыто почти 235,4 тыс.т нефти.
Применение технологии вскрытия продуктивного пласта боковым горизонтальным стволом 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 капитальных вложений, в том числе затрат на обустройство. При этом не требуется большого дополнительного отвода земель во временное пользование под площадки скважин и промысловые коммуникации.
В результате проведения анализа эффективности бурения БГС видно, что экономический эффект достигается в первую очередь за счет увеличения дебита скважины и снижения её обводненности. Благодаря бурению боковых горизонтальных стволов в разработку попадают труднодоступные целики нефти.
Дебиты вновь пробуренных БГС по сравнению с вертикальными увеличиваются до 4-5 раз, а обводненность падает в 5-6 раз. Из этого следует, что бурение боковых горизонтальных стволов производит большой экономический эффект, при том, что затраты на бурение БГС в несколько раз ниже, чем на бурение новой скважины.
Весьма перспективным направлением с точки зрения повышения охвата пластов вытеснением является реанимация обводненных скважин бурением БГС на недренируемые или слабодренируемые 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.
Бурению БГС предшествует глубокая научная проработка с привлечением фактических материалов по геологии и разработке объекта.
В данной работе проведен анализ текущего состояния разработки, состояния фонда скважин, оценка эффективности ГТМ, охарактеризован действующий фонд скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности. Предложены к бурению три боковых горизонтальных ствола на фаменском объекте разработки Забегаловского месторождения.
Таким образом, подбор скважин для зарезки БГС с последующим бурением позволяет значительно увеличить довыработку остаточных запасов, рентабельность освоения остаточных запасов, а в итоге увеличить коэффициент нефтеизвлечения.
В работе представлены геологическая информация, проведен анализ научных публикаций по теме дипломного проекта, дан расчет технологической эффективности при реализации проектируемого решения. Представлены планы конкретных мероприятий по обеспечению требований по охране труда, промышленной безопасности, безопасности жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях, охране окружающей среды и охране недр.
В экономическом разделе приведены все необходимые данные и расчет экономической эффективности от внедрения проектируемого решения, проведен расчет затрат на охрану окружающей среды и охрану труда.
Поскольку проект обеспечивает довыработку остаточных запасов, увеличивает коэффициент нефтеизвлечения и приносит экономическую выгоду, следовательно является жизнеспособным.