Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Анализ эффективности эксплуатации скважин с боковыми стволами

Министерство образования и науки Российской Федерации

Министерство образования и науки Республики Татарстан

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Альметьевский государственный нефтяной институт»

Факультет нефти и газа__________________________________________________________

Кафедра Бурение нефтяных и газовых скважин____________________________________

Специальность (направление)_________________130 504. 65__________________________

Оценка «Проект допущен к защите»

________________________________ Зав.кафедрой___________(председатель ГАК)

«_______» ________________200___г. «_______» _____________________200___г.

________________________________

(подпись секретаря ГАК)

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

На тему:

Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважитгы гудлубиной 1773м

На Пашийский горизонт Кузайкинской площади._________________________

_______________________________________________________________е___________________

УНИРС: Забурка бокового ствола для нефтеизвлечения остаточных восокообводненных запасов

на Туймазанском месторождении и анализ эффективности по ранее пробуренным боковым стволам.

Время дипломного проекта с08.01 по30.05 2008 г

ПОЯСНИТЕЛЬНА ЗАПИСКА

Руководитель дипломного проекта

Файзуллин В.А., доцент каф. «БНГС» АГНИ, к.г-м.н. ___

(должность, звание, фамилия, инициалы)

____________________________________________________________ (подпись)

Консультант по экономическому разделу Дипломник группы 62-23

КрайновАлександр Николаевич

Каптелинина Е.А., доцент кафедры «ЭП» АГНИ, к.т.н. ______

_____________________________________________________

(должность, звание, фамилия, инициалы, подпись) (фамилия, имя, отчество)

Консультант по технологическому разделу

Файзуллин Вадим Абдуллович к.г.-мн_,доцет______________ _____________ ___________ ________________________________________________________________________

(должность, звание, фамилия, инициалы, подпись)

Консультант по разделу «Гражданская оборона»

Агафонов_А.Ф. начальник ГО_______________________________________________ _________________

(дата)

(должность, звание, фамилия, инициалы, подпись)

Консультант по графическому разделу

____________________________________________________ (должность, звание, фамилия, инициалы, подпись)

Альметьевск 2007

СОДЕРЖАНИЕ с.

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

РЕФЕРАТ

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ БОКОВЫХ СТВОЛОВ СКВАЖИН ТУЙМАЗИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ООО НГДУ «ТУЙМАЗАНЕФТЬ»

Дипломный проект 152 с., 26 рисунков, 38 таблиц, 26 источников, 1 приложение.

СКВАЖИНА, БОКОВОЙ СТВОЛ, ПРОФИЛЬ, НЕФТЕОТДАЧА, ОСТАТОЧНЫЕ ЗАПАСЫ НЕФТИ, ОБВОДНЕННОСТЬ, ДЕБИТ

Объектом исследования является эффективность эксплуатации боковых стволов скважин Туймазинского месторождении. 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.

ВВЕДЕНИЕ

Одним из элементов понятия оптимальности систем разработки нефтяных месторождений является достижение максимально возможной и экономически оправданной величины нефтеотдачи пластов.

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки, с точки зрения обеспечения полноты выработки запасов во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной. Средний конечный коэффициент нефтеотдачи по данным ряда специалистов по всем месторождениям мира не превышает 0,34 – 0,39. Это означает, что если не применять принципиально новые методы улучшения выработки запасов, то около 65 % начальных запасов нефти останутся неизвлеченными.

Разработка Нижнесортымского месторождения характеризуется постепенным ухудшением технико – экономических показателей процесса добычи по мере истощения запасов нефти. Поэтому в последние годы на месторождениях широко внедряются новые методы увеличения нефтеотдачи пластов.

Одним из наиболее перспективных способов повышения коэффициента извлечения нефти на поздней стадии разработки Нижнесортымского месторождения является бурение боковых стволов из старого фонда скважин.

С одной стороны, только стоимость бурения бокового ствола из добывающей скважины обходится на 30 – 70 % дешевле бурения новой скважины. С другой стороны, бурение боковых стволов, направленных на нефтенасыщенные зоны пласта, позволяет охватить фильтрацией застойные зоны и избежать обустройства скважины и строительства новых выкидных линий и промысловых трубопроводов.

На поздних стадиях разработки месторождений эксплуатация части скважин с высокой обводненностью продукции и выработанностью запасов в зонах дренирования становится нерентабельной. Растет число малодебитных, высокообводненных и простаивающих скважин. Восстановление бездействующего фонда при этом будет обходиться в 1,5 – 2,5 раза дешевле, чем бурение новых скважин. В условиях отсутствия инвестиций эта технология может оказаться эффективным средством интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.

1 КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУЙМАЗИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1. Общие сведения о районе

Туймазинское месторождение расположено в юго-западной части Башкортостана на территории Туймазинского района в 180 км от г. Уфы. Месторождение открыто в 1937 году. С вводом его в промышленную разработку Туймазинский район из сельскохозяйственного превратился в один из крупнейших промышленных районов Башкортостана. На территории месторождения вырос г. Октябрьский с населением 115 тысяч жителей. Основными населенными пунктами, кроме г. Октябрьского, являются г. Туймазы, поселок Серафимовский, станция Уруссу и другие. Ближайшей железной дорогой является линия Уфа-Ульяновск. Ближайший магистральный нефтепровод Усть-Балык - Уфа - Альметьевск.

В географическом отношении изучаемая территория представляет холмистую равнину, расчлененную на отдельные гряды сетью речек, крупных и мелких оврагов. Основной водной артерией является река Ик - левый приток реки Камы.

Климат района континентальный, абсолютная максимальная температура воздуха – плюс 40 ^оС, а минимальная – минус 40 ^оС. Снежный покров достигает 1,5 м, глубина промерзания почвы 1,5-2 м.

Основными полезными ископаемыми являются нефть и строительные материалы. Последние представлены глиной, песком, известняком, песчаником и гравием. Некоторые глины пригодны для притоготовления глинистого раствора, необходимого для бурения скважин.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика геологического разреза Туймазинского месторождения

На Туймазинском месторождении вскрыты породы кристаллического фундамента и отложения додевонского (венд), девонского, каменноугольного и пермского возраста

Породы кристаллического фундамента вскрыты до глубины 4040 м. Это гнейсы, диориты и другие разности метаморфических и изверженных пород. Общая их вскрытая толщина составляет свыше 2200 м.

Додевонские осадочные отложения развиты в погруженных частях структуры фундамента и представлены вендской серией. Сложены они аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Толщина пород венда 0 – 137 м.

Девонская система представлена средними и верхними отделами. Общая толщина отложений системы изменяется от 310 до 450 м. Преобладают в разрезе карбонатные породы. Толщина терригенной части разреза составляет от 115 до 156 м.

Каменноугольная система подразделяется на три отдела – нижний, средний и верхний. Разрез каменноугольной системы сложен карбонатными породами (известняки и доломиты); в нижней части выделяется терригенная толща, сложенная песчаниками, аргиллитами и алевролитами (терригенная толща нижнего карбона – ТТНК), мощностью 12 - 30 м.

Разрез пермской системы представлен отложениями верхнего и нижнего отделов. В целом разрез представлен карбонатными породами, подчиненное значение имеют терригенные отложения. Третичные и четвертичные отложения развиты неповсеместно. Это глины и суглинки. Общая толщина осадочной толщи палеозоя составляет от 1550 до 1800 м.

Туймазинское нефтяное месторождение приурочено к крупной платформенной брахиантиклинальной структуре, расположенной на юго-восточном погружении Татарского свода. Размеры собственно Туймазинской брахиантиклинали составляют 40×20 км. Строение ее асимметричное. Структура имеет северо-восточное простирание с углами падения 10-30⁰ и более крутое юго-восточное крыло с углами 3-4⁰. Кристаллический фундамент образует выступ, очертания которого подтверждаются структурными планами покрывающих осадочных комплексов.

Складка состоит из двух поднятий: Александровского (на юго-западе) и Туймазинского, разделенных пологой и слабо выраженной седловиной. Северо-западное крыло характеризуется углами падения, измеряемыми долями градуса; юго-восточное крыло имеет ступенчатое строение.

Геологический профиль Туймазинского месторождения показан в приложении 1.

1.3 Общая характеристика продуктивных пластов

В настоящее время в пределах Туймазинского месторождения выявлено девять основных продуктивных объектов, при опробовании которых получены промышленные притоки нефти: пласты DΙΙΙ и DΙV в отложениях старооскольского горизонта, пласт DΙΙ в муллинских отложениях, пласт DΙ в пашийских отложениях, продуктивный пласт в кровле турнейского яруса (C₁^t), продуктивная толща в терригенных отложениях нижнего карбона, в карбонатах заволжского и алексинского горизонтов. Таким образом, Туймазинское месторождение является многопластовым. На данный момент в разработке находятся пласты DΙ, DΙΙ, DΙΙΙ, DΙV, песчаники бобриковского горизонта (C₁^bb), известняки верхнефаменского подъяруса (D₃^fm) и турнейского яруса (C₁^t).

Самым нижним нефтеносным горизонтом является песчаный пласт DΙV, залегающий в нижней части старооскольского горизонта, в котором обнаружена небольшая залежь нефти. На Александровской площади размеры залежи составляют 8,5×3,5 км, на Туймазинской площади - 1×2,5 км. Толщина песчаников горизонта колеблется от 4,6 до 14,6 м. Пласты горизонта DΙV обладают довольно высокими коллекторскими свойствами: в среднем пористость составляет 19,0 %, проницаемость до 0,552 мкм², нефтенасыщенность – 0,8. Залежь пластово-сводовая, по всей площади подстилается водой. Начальное пластовое давление 18,1 МПа, начальное положение водонефтяного контакта – 1530 м. Начальный и текущий режим залежи - упруговодонапорный.

Следующим выше по разрезу нефтеносным горизонтом является песчаный пласт DΙΙΙ, который залегает в верхней части старооскольского горизонта. В пласте выявлено пять небольших залежей, из них два на Александровской площади. Песчаники пласта характеризуются резкой литологической изменчивостью: на Туймазинской площади наблюдаются изменения толщины коллектора от 0 до 10,4 м, на Александровской площади толщина более выдержана и составляет менее 2 м. Горизонт DΙΙΙ состоит из двух песчаных слоев, разделенных прослоем аргиллитовых пород. Средняя пористость песчаников составляет 19,0 %. Нефтенасыщены в основном песчаники верхнего пласта. Среднее значение нефтенасыщенности составляет 88 %. Положение начального ВНК залежей Александровской площади принято на отметке 1511 м, на Туймазинской площади – 1500 м. Залежи пласта – структурно-литологические. Режим залежей - упруго-водонапорный. Начальное пластовое давление – 17,7 МПа.

Продуктивный горизонт DΙΙ составляет основную часть муллинского горизонта. По литологическим особенностям горизонт DΙΙ расчленен на три пачки: верхнюю, среднюю, нижнюю. Средняя и нижняя пачки на практике объединяются в одну, основную. Песчаники основной пачки хорошо развиты по площади и их толщина варьируется от 14 до 22 м. Основная пачка характеризуется высокими коллекторскими свойствами: пористость в среднем составляет 21,9 %, проницаемость – 0,411 мкм². Нефтенасыщенность составляет 0,9. Верхняя пачка отличается резкой литологической изменчивостью. Изменение толщин лежит в пределах 1,0 до 3,6 м. Характерно значительное замещение песчаников на глинистые алевролиты. Средняя пористость верхней пачки – 17 %, проницаемость – 0,267 мкм², нефтенасыщенность – 0,88. Залежь – пластовая, сводовая, размерами 18×7 км. Отметки ВНК колеблются в пределах 1483,7-1492,7 м. Начальный режим пласта – упруговодонапорный.

Основной объект разработки Туймазинского месторождения приурочен к песчаникам пласта DΙ пашийского горизонта. Глубина залегания пласта - 1600 м. Пласт делится на три продуктивные пачки: верхнюю, среднюю и нижнюю. В свою очередь пачки делятся на пласты: для верхней пачки «а» и «б», для средней – «в» и «г», для нижней – «д». В верхней пачке (эффективная толщина 1,5 м) выделено 82 залежи структурно-литологического и литологиеского типов. Размеры залежей: небольшие 0,5×2 км и крупные 11×7 км. Начальное пластовое давление 16,92 МПа. Начальный режим работы пласта упруго-водонапорный. Пористость – 20,4%, проницаемость 0,268 мкм². В средней и нижней пачке (средняя эффективная толщина 6,4 м) выявлены четыре залежи, из которых наиболее крупная имеет размеры 42×22 км, остальные залежи небольшие. Отметка начального ВНК находится в пределах 1486,6-1489,2 м. Пористость коллекторов нижней и средней пачек – 21,1%, проницаемость – 0,520 мкм².

Нефтепроявления промышленного значения выявлены в карбонатных осадках фаменского яруса (D₃^fm). Продуктивные отложения представлены известняками. Режим работы залежей можно рассматривать как режим истощения. Средняя толщина пласта 18 м. Средняя пористость – 3%. Средняя проницаемость – 0,25 мкм². В отложениях верхнефаменского подъяруса выявлено двадцать три залежи, которые относятся к структурно-литологическим. Начальное пластовое давление 13,76 МПа.

Промышленная нефть имеется в верхней части известняков турнейского яруса (C₁^t), а именно в кизеловском продуктивном горизонте (C₁^ksl). Пласты кизеловского горизонтапредставлены пористыми известняками, толщиной около 6 метров. В продуктивной пачке установлено шестнадцать залежей нефти. Основная залежь имеет размер 30×8 км при высоте пласта 45 м. Нефтенасыщенная толщина - 9 метров, ВНК – 971-982 м. Рядом расположена вторая залежь 8×3,5 км высотой 15,5 м. Средняя проницаемость – 0,217 мкм². Начальное пластовое давление 11,2 МПа. Первоначальный режим залежи упруго-водонапорный, на сегодняшний момент пласт разрабатывается с поддержанием пластового давления.

Объекты разработки продуктивных пластов Туймазинского месторождения характеризуются неоднородностью. Неоднородность проявляется в непостоянстве их толщины, в расчленении их на слои и прослои и слиянии друг с другом, литолого-фациальным замещением и выклиниванием их в пределах иногда небольших по площади участков. Структурные и текстурные особенности пород также являются непостоянными. Они проявляются в изменчивости коллекторских свойств пород – пористости и проницаемости.

Для количественной оценки неоднородности пластов применяются следующие параметры и коэффициенты: средняя толщина пород-коллекторов h_ср, коэффициент расчлененности k_р, коэффициент выдержанности пород-коллекторов по площади k_вп, коэффициент песчанистости k_п, коэффициент связанности k_св, коэффициент однородности k_о и коэффициент отсортированности S_о. Данные по коэффициентам неоднородности пластов девонских отложений Туймазинского месторождения представлены в таблице 1.

Таблица 1

Характеристика продуктивных пластов по осредненным значениям

Показатели	Объекты
Показатели	DΙV	DΙΙΙ	DΙΙ	DΙ	D₃^fm	C₁^t	C₁^bb
Глубина залегания, м	1680	1640	1630	1600	1350	1120	1100
Тип залежи	свод	свод	свод	свод	риф	свод	структ.литол
Тип коллектора	песч	песч	песч	песч.	карбон	карбон	песч.

Продолжение таблицы 1

Средняя толщина песчаников, м	-	-	16,1	10,4	-	-	-
Нефтенасыщенная толщина пласта, м	2,7	2,0	9,9	5,8	-	3,5	2,5
Пористость, %	19	19	22	22	3	10	22,5
Проницаемость, мкм²	-	-	0,411	0,522	-	0,024	0,676
Нефтенасыщенность, доли ед.	0,80	0,83	0,88	0,89	0,63	0,72	0,835
Коэффициент песчанистости	-	-	0,94	0,82	-	-	-
Коэффициент расчлененности	-	-	1,5	1,9	-	-	1,5
Коэффициент выдержанности	-	-	0,98	0,99	-	-	-
Коэффициент связанности	-	-	0,46	0,2	-	-	-
Коэффициент однородности	-	-	4,2	12,4	-	-	-
Коэффициент отсортированности	-	-	2,4	4,2	-	-	-
Начальное пластовое давление, МПа	18,1	17,7	17,2	17,2	14,0	12,5	12,5
Начальная пластовая температура, ^оС	30	-	30	30	-	20	18 -20

1.4 Начальные и текущие запасы

В начальных балансовых запасах продуктивных объектов Туймазинского месторождения числится 678,7 млн. тонн нефти, из них извлекаемых – 352,8 млн. тонн. В таблице 2 показано распределение запасов по продуктивным горизонтам.

Таблица 2

Структура запасов и их распределение по продуктивным объектам, млн. т

Запасы

Объект

DΙV

DΙΙΙ

DΙΙ

DΙ

D₃^fm

C₁^t

C₁^bb

Балансовые:

- в нефтяной зоне

- в водонефтяной зоне

2,5

2,1

119,7

57,6

62,1

397,2

288,6

108,6

6,8

46,6

25,1

21,5

103,9

82,5

21,4

Продолжение таблицы 2

Извлекаемые:

- в нефтяной зоне

- в водонефтяной зоне

0,8

0,7

63,4

37,1

26,3

239,8

192,9

46,9

2,0

6,0

3,0

34,3

28,1

6,2

Проектный коэффициент извлечения нефти, доли ед.

0,422

0,401

0,523

0,608

0,315

0,151

0,363

Самым крупным по величине запасов является пласт DΙ, начальные извлекаемые запасы по которому составляют 68,3 % от запасов всего месторождения. В продуктивном пласте DΙΙ сконцентрировано около 18 % начальных извлекаемых запасов, 11 % запасов приурочено к терригенной толще нижнего карбона.

С начала разработки по Туймазинскому месторождению добыто 324,569 млн. т нефти или 92,3 % от извлекаемых запасов.

Анализ эффективности эксплуатации скважин с боковыми стволами 📙 Курсовая → 🆔 25513