Применение технологии вскрытия продуктивного пласта боковым (горизонтальным) стволом (БГС)-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объект

Применение технологии вскрытия продуктивного пласта боковым (горизонтальным) стволом (БГС)-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Проект содержит 129 страниц, использовано 8 рисунков, 29 таблиц.
Ключевые слова и выражения: горизонтальная скважина, 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 горизонтальных скважин экономически выгодно и отвечает критериям применимости ГС. Предложен вариант доразработки Быгинского месторождения. Выполнены технологические и экономические расчеты.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1. Текущее состояние разработки нефтяного 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%.
φ 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;
φ разбуривание объектов по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300 м;
φ площадную систему заводнения с полимерным воздействием по I объекту, избирательную - по II объекту;
φ максимальный уровень добычи нефти 275 тыс.тонн;
φ 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. Распределение действующего добывающего фонда на декабрь 2006 года по способам эксплуатации показано на рис.2. Состояние добывающего фонда приведено в таблице 6.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
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 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.
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 капитальные 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.
Технология бурения БГС в Удмуртии на сегодняшний день хорошо отработана, хотя обновление оборудования позволило бы ЗАО «Удмуртнефть-Бурение» выполнять бурение БГС намного качественнее и точнее. В январе 2005 года буровики получили новое оборудование для бурения ГС и БГС, это 4 лебедки и 4 телесистемы. От точности прибора, спущенного в скважину, зависит попадание в цели и дальнейшие дебиты скважины.
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.