Содержание

ВВЕДЕНИЕ ………………………………………………………………………………...3

БУРЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ  СКВАЖИН, КАК МЕТОД  ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ………………………………...….……………………5

1.1 Орогидрография……………………………….……………….......................................5

1.2 Историческое освоение месторождения….……………………………...…...….…....6

1.3 Стратиграфия….……………………………………………………...…………………6

1.4 Тектоника……………………………………………………………..………….……...7

1.5 Характеристика продуктивных горизонтов……………………...………………...…8

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ  РАЗДЕЛ

2.1 Основные  проектные решения по разработке  месторождения.…………..………..14

2.2 Конструкция скважин………………………………….………………….…………..15

2.3  Скважинное оборудование……………………………………………….…………..16

2.4 Характеристика системы сбора и подготовки нефти, газа и воды……………....…16

2.5 Технология проведения строительства бокового ствола с                         горизонтальным участком………………………………………………………………...17

2.6. Технология вскрытия продуктивного пласта…….……………………………..…..19

2.7  Заканчивание  скважин…………………….…………………………………………..22

2.8 Комплекс  геофизических исследований при  зарезке боковых стволов……………………………………………………………………………..……....23

3. СПЕЦИАЛЬНЫЙ РАЗДЕЛ     

3.1 Применение  БГС на Назаргалеевском месторождении………………...…….…….26

3.2 Анализ  эффективности эксплуатации скважин с боковыми стволами…………..  26

3.3 Анализ  влияния работы скважин с горизонтальным  стволом на нефтеотдачу скважин  первого и второго рядов окружения…………………………………...………28

3.4 Преимущества  технологии строительства боковых  стволов над технологией строительства  новых скважин……………………………………………………………30

3.5 Опыт  и проблемы строительства горизонтальных  стволов скважин в ОАО «Сургутнефтегаз»………………………………………………………………….………31

4.  ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ…………..….35

4.1 Охрана  труда………………………………………………………….……………..…35

4.2 Противопожарные мероприятия…………………………………………...………....37

5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ…………………………..………...38

ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………….………………….40

Список  литературы ………………………………………..…………………….41

ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Таблицы и рисунки………………………………………………………………42 Презентация на диске  СD-R курсового проекта с графическими рисунками                                                                                                                                                                                                                     

Введение

     На  сегодняшний день одним из наиболее эффективных методов увеличения коэффициента нефтеизвлечения и нефтеотдачи пласта, а также стабилизации и снижения темпов роста обводненности продукции скважин на Назаргалеевском месторождении  является мероприятие по строительству боковых стволов скважин.

      Цель  данного курсовой работы состоит в том, чтобы проанализировать эксплуатацию скважин с боковыми стволами и доказать эффективность применения данной технологии на Назаргалеевском месторождении.  

      Строительство боковых стволов является одной из самых эффективных технологий повышения нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи нефти, которая, позволяет добиться снижения темпов естественного падения добычи нефти на старых месторождениях и существенного увеличения коэффициента извлечения нефти из пластов. Бурение боковых стволов из эксплуатационных колонн  позволяет не только реанимировать старые скважины и даже целые залежи, но и формировать наиболее  рациональные  схемы разработки. При этом использование технологии горизонтального бурения позволяет перевести вертикальные или обычные наклонные скважины в разряд  горизонтальных или даже разветвленно-горизонтальные. Также при строительстве боковых стволов в большинстве случаев оказывается  положительное влияние на работу окружающих скважин. 

      Технология  строительства скважин с зарезкой одного, двух, трех боковых стволов  широко и успешно применяется  на Западе, в частности в Канаде. Изучение западного опыта во многом способствовало успешной адаптации технологии строительства боковых стволов на Сургутских месторождениях.

      Строительство боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»  планируется проводить в три этапа. На первом этапе, бурение боковых стволов проводится в аварийных скважинах  с целью возврата их в эксплуатацию и в скважинах высокообводненных за счет заколонных перетоков и образования конусов обводнения, где другие методы снижения обводненности продукции не дали результатов. На втором этапе планируется зарезка боковых стволов в слабо выработанные зоны пластов с целью довыработки запасов и интенсификации добычи нефти. Третий этап бурения боковых стволов предусматривается в скважинах низкопродуктивных зон пластов с сохранением первоначального ствола.

      Работы по строительству боковых стволов начаты в ОАО «Сургутнефтегаз» еще в 1989 году. Первый боковой ствол был зарезан на скважине № 495 в пласт БС2 Быстринского месторождения, но широко внедряться этот метод стал в 2002 году.

      Сейчас  технология строительства боковых стволов становится актуальной в связи с естественным снижением дебита нефти скважин из-за растущей обводнености Назаргалеевского месторождения. На 2005 год пробурено 9 скважин с ЗБС, причем эффективность проведенных мероприятий довольно высока, как по дополнительной добыче нефти, так и с экономической точки зрения. Учитывая результаты 2004 года необходимо дать анализ и дальнейшие перспективы использования, а также объемы проводимых мероприятий с учетом текущего состояния разработки месторождения, а так же предлагаемых объемов ГТМ согласно  «Технологической схеме разработки Назаргалеевского месторождения».

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1. Орогидрография

      Административно месторождение расположено в  Сургутском районе Ханты-Мансийского  автономного округа Тюменской области. Месторождение находится в 125 км северо-западнее г. Сургута, в 45 км от г. Лянтора и в 24.5 км от Маслиховского месторождения.

      В физико-географическом отношении Назаргалеевское  месторождение расположено в  Сургутской болотной провинции, соответствующей северной части Среднеобской низменности. По территории месторождения протекают реки Тонтыкортъяун, Пихтияун. Кедровая и др. Здесь расположены крупные озера Валинглор, Ай-Яунлор и ряд озер без названия. Распространены сильно обводненные и заозеренные олиготрофные (сфагновые) болотные системы, преимущественно с грядово-озерковыми и грядово-мочажинно-озерковыми комплексами. Большая часть территории месторождения заболочена (77%), заозеренность составляет 5%. Леса приурочены к долинам рек, их склонам и занимают 12.5%. В соответствии с Постановлением Правительства РФ № 1404 от 23.11.1996 г. на территории Назаргалеевского месторождения выделены водоохранные зоны вдоль рек и вокруг крупных озер, соединенных между собой ручьевой сетью.

      Согласно  геоботаническому районированию (И.С. Ильина, В.Д. Махно, 1976 г.) территория месторождения расположена в подзоне средней тайги.

      Климат  района резко континентальный. Зима продолжительная, суровая и снежная. Средняя температура самого холодного  месяца, января –21.40 С. Толщина снежного покрова до 60-75 см. Продолжительность периода с устойчивыми морозами составляет 164 дня. Среднегодовая температура почвы –3.10 С. Лето короткое (50-60 дней), умеренно теплое и пасмурное. Средняя температура самого теплого месяца (июля) +16.80 С с абсолютным максимумом +34 С. В целом климат района типичен для зоны тайги.

      Назаргалеевское месторождение находится в разработке НГДУ «Лянторнефть», имеющего развитую производственную инфраструктуру:

пункт подготовки нефти, дожимную насосную станцию, систему напорных и межпромысловых нефтепроводов, газопроводов, сеть автомобильных дорог, систему электроснабжения, базы производственного обслуживания.

      Ближайший пункт подготовки нефти - Лянторский ЦПС.

      При НГДУ «Лянторнефть» развита система  ремонтных подразделений и служб.

      При освоении месторождения, снабжение материалами и оборудованием производится из г. Сургута, имеющего крупный железнодорожный узел, речной порт и аэропорт, способный принимать пассажирские и большегрузные транспортные самолеты. Схема размещения объектов производственной инфраструктуры представлена на (рис. 1.1.1.).

2. История освоения района

      Назаргалеевское нефтяное месторождение открыто  в 1996 году Сургутской нефтегазоразведочной экспедицией, введено в разработку ОАО «Сургутнефтегаз» в 2000 году. Месторождение находится на территории Южно-Камынского лицензионного участка (лицензия ХМН № 00433НЭ от 05.03.1997 г.), недропользователем которого является ОАО «Сургутнефтегаз». Эксплуатацию месторождения осуществляет НГДУ «Лянторнефть».

      Назаргалеевское нефтяное месторождение введено  в разработку на основании «Технологической схемы опытно-промышленной разработки Назаргалеевского месторождения», составленной Тюменским отделением СургутНИПИнефть  в 1998 г. (протокол ЦКР ХМАО № 84 от 22.01.99 г.). Работа была выполнена на геологическую основу и запасы нефти, числившиеся на балансе ВГФ по состоянию на 1.10.1998 г.

      Разбуривание  месторождения началось в 2000 г. с  центральной части месторождения (участок ОПР, категория запасов С₁). За год было пробурено 3 проектные скважины. В этом же году введены в эксплуатацию 2 разведочные (№ 3210Р, 3219Р) и 1 поисковая скважина – № 3204П.

      В 2001 г. на месторождении было пробурено 33 скважины. Из них в центральной  части участка ОПР было пробурено 27 скважин и введены в эксплуатацию 2 разведочные скважины: № 3211Р, 3218Р. Вне участка ОПР, в границах запасов категории С₁ было пробурено 6 скважин, в том числе скважина № 340, углубленная на пласт ЮС₂² с целью оценки добывных возможностей пласта.

      В 2002 г. разбуривание велось, в основном, в западной части месторождения (участок ОПР) и в южном направлении (категория запасов С₁). Всего за год было пробурено 38 проектных скважин. В этом же году введена в эксплуатацию поисковая скважина № 3205П (категория С₁).

      В 2003 г. бурение велось, в основном, в северо-восточной (категории запасов С₁ и С₂) и южной частях месторождения (категория запасов С₁). Всего по проекту была пробурена 51 скважина. Из числа пробуренных в 2003 году, в связи с уточнением геологического строения дополнительно к проектному фонду были размещены 4 скважины.

      Результаты  эксплуатационного бурения в 2002-2003 гг. подтвердили конфигурацию залежи нефти и нефтенасыщенные толщины  в пределах залежи нефти пласта АС11.

      По  состоянию на 1.01.2004 г. на месторождении пробурено 150 скважин: добывающих – 100 (в том числе 8 разведочных в эксплуатации), нагнетательных – 37, водозаборных – 4, контрольных – 5, поисково-разведочных – 4. Проектный фонд реализован полностью.

3. Стратиграфия

     Геологический разрез Назаргалеевского месторождения сложен мощной толщей мезозойско-кайнозойских осадочных терригенных пород, залегающих на палеозойском фундаменте. В основу стратиграфического расчленения района положены «Региональные стратиграфические схемы мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины» принятые на пятом Тюменском межведомственном стратиграфическом совещании в 1990 г., утвержденные МСК СССР в январе 1991 г. Сводный литолого-стратиграфический разрез юрско-мелового комплекса представлен на рис. 1.3.1.

• Д о ю р с к и е о б р а з о в а н и
• М е з о з о й с к а я  г р у п п а (Mz)
• Ю р с к а я  с и с т е м а (J):

     - Н и ж н и й  о т  д е л (J₁)

     - С р е д н и й  о  т д е л (J₂)

     - В е р х н и й  о  т д е л (J₃)

• М е л о в а я  с и с т е м а (К)

     - Н и ж н и й  о т  д е л (К₁):

     сортымская, усть-балыкская, сангопайская, алымская, покурская свиты

     - В е р х н и й  о  т д е л  (К₂): 

     верхняя подсвита покурской свиты, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты.

• К а й н о з о й с к а я  г р у п п а  (Кz)
• П а л е о г е н о в а я  с и с т е м а (Р):

     - п а л е о ц е н о в ы й:

     талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская, журавская свиты 

     - э о ц е н о в ы й 

     - о л и г о ц е н о в ы й

• Ч е т в е р т и ч н а я  с и с т е м а (Q).

  1.4. Тектоника

       Площадные сейсмические исследования МОВ на территории Южно-Камынского лицензионного участка начали проводиться в 1964 г. В результате этих работ были выявлены, детализированы и подготовлены к бурению Комарьинское, Лянторское, Востокинское, Камынское, Студеное и другие поднятия.

       Выявлен ряд положительных структур  III порядка, в том числе средние и малые, такие как Биттемское (Восточно-Студеное), Чигоринское, Картурское поднятия, Метельная, Южно-Студеная, Западно-Студеная структуры.

     Начиная с 1998 года, на площадях Южно-Камынского лицензионного участка проводятся сейсморазведочные работы МОВ ОГТ 2Д с 48-кратным накапливанием. Обработка полевых материалов проводилась с применением обрабатывающего комплекса ProMAX версии 7.2. Интерпретация сейсмических материалов осуществлялась в интерпретационных системах компаний CGG и Landmark.

     В западной части Южно-Камынского лицензионного  участка и на прилегающих к  нему площадях были проведены трехмерные сейсмические работы. Исследования МОВ  ОГТ 3Д с бином 25х50 м на отчетной площади проводились ОАО «Хантымансийскгеофизика» с 1996 по 2001 гг.

     Изученность сейсморазведкой Южно-Камынского лицензионного  участка является достаточно высокой. Плотность наблюдений способом МОВ  ОГТ 2Д составляет около 2.5 пог. км/км².

     По  отражающему горизонту ЮC₂ в пределах Назаргалеевского месторождения описываемая площадь в структурном плане представляет собой группу структур, имеющих преимущественно северо-западное, субширотное простирание. Самым крупным является поднятие Метельное-1, с севера и северо-востока граничащее с небольшими малоамплитудными структурами – Малометельным, Метельным-2 и Метельным-3.

     Структурные построения по отражающим горизонтам Нвс₄⁰⁽¹⁾, Нас₁₁ показывают, что структурный план района и его морфология претерпели некоторые изменения. Малометельное и все Метельные поднятия объединяются в одну обширную по площади структуру – Метельное локальное поднятие. Метельное локальное поднятие представляет собой антиклиналь неправильной формы субмеридионального простирания. Размеры структуры по горизонту АС₁₁ составляют 12.6х6.0-11.2 км, амплитудой 15 м по замыкающей изогипсе –2295 м.

     Сопоставление структурных планов по отражающим горизонтам ТЮ₂, Б, Нвс₄⁰⁽¹⁾, Нас₁₁ свидетельствует об унаследованном характере их развития, в соответствии с которым при продвижении от нижних горизонтов к верхним конфигурация и размеры локальных структурных элементов сохраняются и отмечается лишь некоторое уменьшение амплитуд поднятий.

1.5. Характеристика продуктивных  горизонтов

     По  состоянию на 01.01.2004 г. на балансе  РФГФ по Назаргалеевскому месторождению числятся запасы нефти по пластам ЮС₂², БС₄^1(3-4) и АС₁₁.

      Горизонт  ЮС₂

      Горизонт  ЮС₂ на Назаргалеевском месторождении объединяет пласты ЮС₂¹ и ЮС₂², которые характеризуются сильной лито-фациальной изменчивостью как по площади, так и по разрезу, и представлен сложным переслаиванием песчано-алевритовых и глинистых разностей. Вторичные процессы, протекающие в породах, значительно ухудшили их коллекторские свойства. В пласте ЮС₂² выявлены три залежи:

      Залежь 1 вскрыта скважиной 3209П и по типу является структурно-литологической. Абсолютная отметка ВНК находится на уровне –2941 м (подошва нефтенасыщенного коллектора в скважине 3209П).

      Залежь 2 вскрыта скважиной 386 и по типу является структурно-литологической. Абсолютная отметка ВНК находится на уровне –2920.6 м (кровля водонасыщенного коллектора в скважине 386).

      Залежь 3 вскрыта скважиной 340 и по типу является структурно-литологической. Абсолютная отметка ВНК находится на уровне –2927.3 м (подошва нефтенасыщенного коллектора в скважине 340).

        Горизонт БС₄

      Отложения горизонта имеют довольно сложный  литологический состав, изменчивы и  не выдержаны по площади. В пределах горизонта БС₄ выделяется четыре изолированных группы пластов: БС₄^0(1-2), БС₄¹, БС₄², БС₄³. Залежь промышленной категории находится в пласте БС₄^1(3-4).

     В пласте БС₄^1(3-4) выявлены две залежи:

      Залежь 1 в районе скважины 386 приурочена к  западной линзе песчаников. Залежь вскрыта двумя углубленными эксплуатационными  скважинами - 340 и 386 и по типу является структурно-литологической. Абсолютная отметка ВНК находится на уровне –2459.1 м (подошва нефтенасыщенного коллектора в скважине 386).

      Залежь 2 вскрыта скважиной 3219Р и по типу является водоплавающей.

Абсолютная  отметка ВНК находится на уровне –2434.6 м (подошва нефтенасыщенного коллектора в скважине 3219Р).

      Пласт АС₁₁

      Отложения пласта АС₁₁ сформировались в барремское время и приурочены к отложениям сангопайской свиты. Песчано-алевритовые отложения пласта вскрыты всеми изученными скважинами. Карбонатно-глинистый прослой толщиной до 1-1.5 метров, но достаточно выдержанный по площади, делит тело пласта на две пачки – нижнюю и верхнюю. Каждая из пачек в свою очередь осложнена сериями карбонатно-глинистых прослоев, но, как правило, имеющих линзовидное строение и невыдержанных по площади.

     В границах залежи пласта АС₁₁ на 1.01.2004 г. пробурено 12 поисково-разведочных, 129 эксплуатационных и 5 контрольных. При испытании скважин были получены притоки нефти дебитом от 16.4 м³/сут (скв. 3214Р) до 38.6 м³/сут (скв. 3204П).

        Залежь является пластово-сводовой.

     В 65 скважинах более 90% нефтенасыщенной  толщины являются неконтактными  с водой, в 60 - все 100% нефтенасыщенной  толщины является неконтактными.

     Абсолютная  отметка ВНК залежи по данным ГИС  изменяется от –2288.5 м в скважине 3211Р до –2302.3 м в скважине 3215П. Толщина непроницаемого раздела между нефте- и водонасыщенной частью пласта АС₁₁ изменяется от 0 до 5.0 м, в 85 скважинах толщина непроницаемого раздела на уровне ВНК составляет менее 2-х м.

      По  характеру взаимоотношения проницаемых и непроницаемых прослоев в целом по пласту АС₁₁ были выделены 4 типа строения разреза (рис. 1.5.1).

      Первый  тип выделен в 49 скважинах. Второй тип разреза характеризуется  расчлененным строением верхней  и нижней пачек, выделен в 83 скважинах. Третий тип разреза был выделен в 12 скважинах, в которых обе пачки сливаются в «монолитное» тело. Четвертый тип разреза был выделен в скважинах 346 и 493, где верхняя песчаная пачка АС₁₁¹ полностью замещается глинами, нижняя АС₁₁² является водонасыщенной. Основные характеристики и параметры залежей продуктивных пластов Назаргалеевского месторождения приведены в таблице 1.5.1.

1.6 Свойства пластовых жидкостей и газов

     Исследование  нефтей и нефтяных газов выполнены  специализированными службами института  СургутНИПИнефть (включая Тюменское отделение). В таблицах 1.6.1. – 1.6.3. приведены основные физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов.

2. технологический раздел

2.1. Основные проектные решения по разработке месторождения

      В данной работе предлагается 3 варианта развития системы разработки (рис. 2.1.1.) для основного объекта месторождения (пласт АС₁₁, категории запасов В+С₁):

      Варианты 1, (1а) (базовые) – разработка по утвержденной блоковой трехрядной системе разработки с размещением дополнительных наклонно-направленных скважин по квадратной сетке с плотностью 25 га/скв.

      Вариант 2 – разработка по утвержденной блоковой трехрядной системе разработки с размещением дополнительных наклонно-направленных  скважин по квадратной сетке с плотностью 25 га/скв в сочетании с эффективными технологиями интенсификации притока и повышения нефтеотдачи пластов и бурением боковых горизонтальных стволов (L_гс=150 м) в скважинах.

      Вариант 3 (рекомендуемый) – разработка по утвержденной блоковой трехрядной системе разработки с размещением дополнительных наклонно-направленных скважин по квадратной сетке с плотностью 25 га/скв, с применением эффективных технологий интенсификации притока и повышения нефтеотдачи пластов, бурение боковых горизонтальных стволов (L_гс=150 м) в скважинах, реализация на отдельных участках однорядной системы разработки с бурением горизонтальных скважин (L_гс=300 м) Размещение боковых стволов в вариантах разработки осуществлялось на основе анализа распределения зон с высокой плотностью текущих запасов нефти и обводнения основных стволов скважин по данным гидродинамического моделирования (рис. 2.1.2.-2.1.3.).

      Во  всех вариантах скважины для бурения  размещаются в пределах запасов  нефти категории С₁. Динамика эксплуатационного бурения по рекомендуемому варианту разработки приведена в таблице 2.1.1. Эксплуатационный фонд по вариантам 1-3 составляет: 200, 200, 177 скважин соответственно, в том числе для бурения 33, 33, 10 соответственно (табл.2.1.2.). По вариантам 2 и 3 планируется пробурить соответственно 29 и 28 боковых горизонтальных стволов.

    Эксплуатация  объекта ЮС₂² на естественном режиме была низкоэф-фективной, поэтому было рассмотрено 2 варианта размещения скважин с организацией закачки воды в районе скважины № 340 (категория запасов С₁) в зоне максимальных нефтенасыщенных толщин:

    Вариант 1 – размещение одной горизонтальной добывающей (L_гс=300 м) и одной наклонно-направленной нагнетательной скважины;

    Вариант 2 (рекомендуемый) – предусматривает развитие 1^го варианта путем бурения бокового горизонтального ствола (L_гс=300 м) из добывающей скважины.

2.2 Конструкция скважин

     Важнейшим этапом проектирования, обуславливающим  качество строительства скважин и их эффективную длительную эксплуатацию, является выбор рациональной конструкции скважины. Конструкция должна быть экономичной и обеспечивать эксплуатационную надежность скважины, как технического сооружения: проектные уровни отбора жидкости во время эксплуатации; оптимальный режим бурения ствола скважины на современном состоянии техники и технологии; предупреждение осложнений и аварий, охрану недр в процессе бурения и в период эксплуатации; качественное вскрытие и разобщение продуктивных горизонтов, возможность проведения ремонтно-изоляционных работ.

      На  Назаргалеевском месторождении  основной объем работ по бурению  намечен на продуктивный пласт АС₁₁, где в рассматриваемых вариантах предлагается бурение наклонно-направленных скважин, горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов (БГС). На продуктивный пласт ЮС₂² планируется бурение добывающей горизонтальной скважины, бокового горизонтального ствола и нагнетательной наклонно-направленной скважины. С учетом конкретных геолого-физических характеристик горных пород и планируемых условий вскрытия продуктивных пластов для разработки эксплуатационных объектов Назаргалеевского месторождения рекомендуются следующие конструкции скважин. Наклонно-направленные скважины на продуктивный пласт АС₁₁ (рис. 2.2.1.).

     Бурение боковых горизонтальных стволов  проводится из существующих скважин. В  основном, используются скважины из бездействующего и обводненного фонда. При выборе скважин для бурения из них боковых стволов уточняются текущие характеристики эксплуатации скважин, их техническое состояние, качество крепления и фактическое пространственное положение стволов скважин. Проводятся геофизические работы по определению глубины забоя с записью локатора муфт и оценке качества цементного камня. На основании этих данных, с учетом результатов предварительного профилирования бокового ствола, определяется интервал его забуривания и проводится установка на забое ликвидационного моста.