горизонтальные скважины. рнм. Курсовой проект по дисциплине Разработка нефтяных месторождений
 Скачать 2.73 Mb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Альметьевский государственный нефтяной институт» Факультет Нефтегазовый (дневное отделение) Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Группа 17-11 КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по дисциплине «Разработка нефтяных месторождений» на тему: Применение скважин с горизонтальными стволами для повышения эффективности разработки на примере Восточно-Макаровской площади Ромашкинского месторождения НГДУ «Елховнефть» Студент: Галиев.Д И. Я ___________ фамилия, инициалы подпись Руководитель: к.т.н., доцент кафедры РиЭНГМ . ___________ должность, фамилия, инициалы подпись Оценка за: текущую работу над курсовым проектом защиту курсового проекта Итоговая оценка Дата защиты курсового проекта Альметьевск 2021 г. МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН ГБОУ ВО «Альметьевский государственный нефтяной институт» Нефтегазовый факультет (очное отделение) УТВЕРЖДАЮ Заведующий кафедрой РиЭНГМ д.т.н., профессор, А.В. Насыбуллин / ____________ / /___________________________________/201__г. ЗАДАНИЕ на курсовой проект по дисциплине «Разработка нефтяных месторождений» по направлению подготовки 21.03.01 Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти Ф.И.О. студента_ ________________________ Группа__ 17-12________________ Ф.И.О.руководителя_Хаярова Динара Рафаэлевна_каф.РиЭГМ Доцент________________ ______ (фамилия, имя, отчество, должность, звание, место работы, подпись)
Срок предоставления законченного курсового проекта на кафедру «а____про»кА_________пибараду20__ г. Дата защиты курсового проекта «________»кап_________ибпа_.в.. 20__ г. Исходные данные к курсовому проекту: научно-техническая литература по теме работы; геолого-технологические данные по рассматриваемому объекту б Содержание расчетно - пояснительной записки
Всего листов графической части формата А-4 ___2____ Дата выдачи задания ______________________________ Дата и подпись руководителя Задание принял к исполнению _______________________________ Подпись студента и дата 1 Ретроспективный обзор применения методов увеличения нефтеизвлечения (МУН) _______________________________ 2 Технико-технологическая часть 2.1 Анализ геолого-физической характеристики объекта____________________________________________________________ 2.2Описание технологических показателей разработки и применяемых технологий МУН на анализируемом объекте. 2.3 Характеристика и описание технологического процесса реализации анализируемого МУН. 2.4 Анализ динамики добычи нефти, жидкости, обводненности и закачки по участку за период, равный 12 месяцам до и после применения МУН. 2.5 Оценка соответствия выбранного участка и подбор участка-кандидата требованиям инструкции и РД. 3 Расчетная часть 3.1Расчёт технологической эффективности применения анализируемого МУН. 3.2 Расчет прироста КИН на участке в результате применения анализируемого МУН. Выводы по результатам применения анализируемого МУН напромысловом объекте. 4 Графическая часть 4.1Схема расположения скважин анализируемого участка. 4.2Визуализация результатов расчётов по п.3.1 и по п.3.2 . Список использованной литературы Данные КИС АРМИТС Руководящий документ по технологии Ибатуллин Р.Р. «Технологические процессы разработки нефтяных месторождений» М., ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011.- 304с. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. – Казань: изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2005. – 688 с. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений (методы, теория, практика) / Р.Р. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов. – М.: Недра – Бизнесцентр, 2004. – 292 с. Хисамов Р.С. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти: Учебное пособие.- Казань: Изд-во «ФЭН» АН РТ, 310с – 2013. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1998.- 364 с. Желтов Ю.П. и др. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений. М., Недра, 1985.- 296с. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа – М: Недра – 1977 – 228 с. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Гиматудинов Ш.К., Борисов Ю.П., Розенберг М.Д. и др. – М: Недра, 1983. - 463 с. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений. М., ООО "Недра-Бизнесцентр", 2005.- 607с. Швецов И.А., Манырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. - Самара, 2000. - 336 с.
Подпись руководителя проекта СОДЕРЖАНИЕ Введение………………………………………………………………………..6 1. Ретроспективный обзор МУН, применяемых в России и за рубежом………....................................................................................................7 2. Технико-технологический раздел………….……………………………...17 2.1 Анализ технологических показателей разработки, связанных с работой залежи и фондом скважин на рассматриваемом объекте…………………………………………………………………………17 2.2 Анализ технологической эффективности МУН на анализируемом объекте…………………………………………………………………………26 2.3 Характеристика и описание технологического процесса реализации анализируемого МУН………………………………………………………...32 2.4 Анализ динамики добычи нефти, жидкости, обводненности и закачки по участку (за 12 месяцев до и после применения МУН)…………………………………………...……………………………...42 2.5 Оценка соответствия выбранного участка и подбор участка-кандидата требованиям инструкции и РД…………………………………………….....47 2.6 Ретроспективный анализ применения ГТМ на рассматриваемом участке…………………………………………………………………………51 2.7 Выводы по результатам применения технологии МУН на объекте и их перспективы…………………………………………………………………...53 3. Расчетный раздел…………………………………………………………..54 3.1 Расчет дополнительной добычи нефти предлагаемой технологии по характеристикам вытеснения……..………………………………………….54 3.2 Расчет прироста КИН на участке в результате применения анализируемого МУН……………… ……………………….……………….61 4. Графический раздел………………………………………………………...64 Заключение…………………………………………………………………….66 Список использованной литературы…………………………………………67 ВВЕДЕНИЕ Горизонтальные скважины эффективны на всех стадиях разработки при подходящем геологическом строении. В обводившихся вертикальных или наклонно-направленных скважинах пробуривают боковой горизонтальный ствол, вскрывающий невыработанную зону. В неоднородных коллекторах наиболее равномерную и полную выработку обеспечивают наклонно-направленные и горизонтальные стволы. В настоящее время используются различные комбинации и схемы вертикальных скважин с боковыми горизонтальными стволами, а также горизонтальные скважины, которые позволяют добывать трудноизвлекаемые запасы нефти из далеко расположенных участков от вертикального ствола. Общепризнано, что горизонтальные скважины и скважины с боковыми горизонтальными стволами позволяют решить важнейшие проблемы разработки нефтяных, нефтегазовых и газовых месторождений. Горизонтальные скважины позволяют в большей степени вырабатывать нефтяные месторождения, чем вертикальные, при низких пластовых давлениях, в то время как в вертикальных скважинах значительные превышения давления над изначальным приводят к росту темпов обводненности. Дебиты горизонтальных скважин согласно численным экспериментам в трехрядной системе заводнения (наиболее часто применяемая система) в 2,5-3 раза больше, чем вертикальных скважин в таких же геологических условиях. Соотношение дебитов увеличивается во времени до 4 раз и это соотношение долго (10-12 лет) поддерживается во времени. 1 РЕТРОСПЕКТИВНЫЙ ОБЗОР МУН, ПРИМЕНЯЕМЫХ В РОССИИ И ЗА РУБЕЖОМ Проблема повышения эффективности дальнейшей разработки нефтяных месторождений может быть решена только за счет широкого внедрения высокоэффективной комплексной технологии разработки трудноизвлекаемых запасов, одним из важнейших элементов которой является бурение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов с бездействующего и нерентабельного фонда. В своей диссертации Муртазина, Т.М описывает метод совершенствования технологии проводки скважин, основываясь на плотности их размещения, расстояния между ними, проницаемости коллектора, угла разветвления и полноты выработки запасов, что способствует повышению эффективности разработки неоднородных карбонатных коллекторов. Решать данные задачи необходимо при помощи аналитических и промысловых исследований с использованием современных методов обработки информации и ее анализа на основе математического моделирования фильтрации многофазной жидкости в неоднородном коллекторе [1]. Лукьянов, Ю.В в своей работе предлагает метод повышения эффективности разработки нефтяных месторождений, состоящих из карбонатных коллекторов с применением комплексных химических и физических методов. Создание системы, которая будет определять комплекс геолого-технологических критериев для выбора технологий освоения запасов углеводородов, находящихся в карбонатных коллекторах. Данные методы позволят существенно поднять уровень техники–экономической эффективности до разработки месторождений, увеличить степень выработки недр, снизит обводненность продукции и затраты на добычу углеводородов, значительно повысит степень подтверждения геолого-технологического прогнозирования методов для повышения эффективности разработки [2]. В своей статье [3] автор для повышения эффективности разработки предлагает сгруппировать данные о параметрах продуктивных пластов, разработать методику выбора объектов для нестационарного воздействия в зависимости от геологического строения и степени выработки запасов нефти. Для гелеобразующего воздействия предлагается новый состав, который будет учитывать температурный режим пласта. Проводит анализ эффективности использования термопротной гелеобразующей композиции вместе с нестационарным заводнением, что позволит увеличить эффективность комплексного воздействия на трудноизвлекаемые и остаточные запасы нефти. Основным инструментом исследований эффективности геолого– технических мероприятий (ГТМ) служит математическое моделирование процессов перемещения флюидов в пласте на основе законов механики сплошных сред, пишет в своей диссертации Разживин, Д.А. Появление вычислительной техники, сервисных программ для вычисления, создающих модели вытеснения, дало настоящую возможность для развития моделирования разработки, используя методов увеличения нефтеизвлечения пластов. Эти модели дают возможность выполнять расчеты, используя всю имеющуюся информацию о пластах и флюидах, насыщающих их. Одной из важнейших особенностей таких моделей это способность с учетом факторов, определяющих картину течения жидкости, многопластовый характер объекта, интерференция скважин, неоднородность пласта, характер перемещения пластовых флюидов при различных режимах работы скважин и залежей нефти, что позволяет совершенствовать методы расчета эффективности геолого–технических мероприятий [4]. В своей научной работе Тумэндэмбэрэл Гэрэлмаа изучает влияние компонентов композиции на динамичность пластовой микрофлоры, которые способствуют вытеснению нефти из пласта, исследует процессы изменения группового состава нефтей, предлагает экологически безопасный комплекс увеличения нефтеотдачи нефтей благодаря микробиологическому методу и метод рекультивации нефтезагрязненных почв [5]. Шерстюк, С.Н в исследовательской работе рассматривает влияние физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на состав и свойства добываемых тяжелых высоковязких нефтей. Установил характер изменения состава и свойств тяжелых высоковязких нефтей, добытых при воздействии на пласт нефтевытесняющими и гелеобразующими композициями, изучил распределение металлопарафинов и органических кислот, молекулярный состав и относительное содержание дибензтиофена, дибензофурана, насыщенных и ароматических углеводородов в нефтях, исследовал влияние на состав нефти комплексных методов повышения нефтеотдачи в условиях лабораторного моделирования процесса воздействия, выявил взаимосвязи состава углеводородов, содержания кислот и металлопарафинов и физико-химических свойств нефтей [6]. Ле Вьет Зунг в своей диссертации рассматривает возможность повышения нефтеотдачи пластов за счет применения микробиологических и физико-химических методов. Для этого были сгруппированы и суммированы данные об этих методах. На основе лабораторных исследований установили, что при вытеснении нефти из образцов керна с использованием композиций ОМСКА и БМСУК полное увеличение коэффициента вытеснения нефти 7,9 и 13,0 %, обнаружено, что микроорганизмы существуют и развиваются при большой температуры и большом давлении в пласте, характеризуются способностью перерабатывать углеводороды, вследствие чего уменьшается вязкость нефти, делая ее более подвижной [7]. Рощина, И.В описывает воздействие геолого-физических и фильтрационно-емкостных свойств пород и суперколлектора на показатели разработки пласта при заводнении и естественном режиме. Описывает технологические решения, связанные с повышением эффективности разработки залежей данного типа на основе бокового и вертикально-бокового заводнения при наличии суперколлектора в профиле продуктивного пласта, влияние на процессы расформировки залежи при исчерпывании газоконденсатной шапки [8]. В случае, когда речь идет об интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов, как правило, используют солянокислотные обработки, пишут авторы статьи [9]. Они описывают преимущества и недостатки солянокислотных обработок и предлагают специальные добавки для растворов соляной кислоты, чтобы предотвратить негативные эффекты, связанные с высоким значением коррозии стали, межфазового натяжения на границе с углеводородами, вторичным осадкообразованием и т.д. Маджид, М.М в своей научной статье описывает особенности строения месторождений южной части Ирака и дальнейшие перспективы комплексных технологий добычи ресурсов. Исследования базируются на комплексном анализе данных формирования геологической среды, совокупности мирового опыта технологий извлечения нефти [10]. Автор данной работы [11] описывает разработку модели процесса растворения кислотой неоднородных карбонатных коллекторов с использованием изменяющих направление нелинейно-вязких жидкостей. Изучает параметры, оказывающие влияние на усовершенствование фильтрационно-емкостых свойств коллектора, а также ищет оптимальные значения для обеспечения максимальной эффективности СКО, исследует влияние объема и скорости закачки кислоты. Исследует эффективность БСКО, зависимость степени выравнивания притока от объема отклонителя, определяет оптимальную скорость закачки и объем реагента для каждой стадии обработки, рассчитывает оптимальное соотношение объема кислотного состава и отклонителя. Разрабатывает алгоритмы, для оптимизации СКО и обеспечение максимальной эффективности обработки. Древницкая, Е.А предлагает в своей работе применение волновых методов для интенсификации процессов извлечения и подготовки вязкой нефти и битумов с дальнейшей переработкой с применением сопряженного физико-математического моделирования. Благодаря ЯМР и тепловизионного методов исследований определена параллель супрамолекулярных и наноструктур нефтей, для их обработки эмульсий и ПАВ, выражающаяся в схожей подвижности и близкой степени ассоциативности. На основе этой аналогии разрабатываются методы выбора наиболее эффективных ПАВ; оценены и спрогнозированы размеры и соотношения ассоциатов нефтей, нефтеводных эмульсий и ПАВ [12]. Шангараева, Л.А в данной научной диссертации предлагает предотвратить выпадение сульфата бария в скважинном оборудовании при помощи ингибирующей структуре, имеющей повышенные адсорбционно-десорбционные характеристики для повышения эффективности разработки. Автор установил взаимозависимость индуктивного промежутка выпадения в осадок сульфата бария из-за молярного отношения ионов. Определил размер опасного зародыша кристалла сульфата бария, механизм образования отложений в оборудовании, заключающийся в гидрофобизации кристаллов и оборудования из-за образования адсорбционных слоев данных компонентов. Обнаружена особенность созданного химиката предупреждать выпадения в осадок сульфата бария длительное время эксплуатации скважины из-за понижения межфазного натяжения и образования надежных пленок [13]. Фаттахов, И.Г в своей работе предлагает создание и использование новейшего способа изоляции неоднородных пропластков, промытых из-за ограничения водопритока и повышения нефтеотдачи месторождений, приуроченнх к карбонатным коллекторам, которые находятся на последней стадии разработки. Автор анализирует современное состояние работ с применением специальных материалов и технологий для уменьшения обводненности добываемой продукции и интенсификации притока нефти к скважинам. Исследует изменение степени кольматации на модели пласта от концентрации полиакриламида в растворе. Экспериментальное моделирование и нахождение блокирующих свойств полимерного состава, изменение порядка закачки реагентов на водонасыщенных моделях пласта. Исследует влияние геолого-технологических и геолого-физических свойств пластовых систем на результативность применения технологии ограничения водопритока. Предлагает эффективный метод подбора количества реагентов при осуществлении водоизоляционных работ на специальном программном обеспечении [14]. Грехов, И.В в своей статье пишет о новых методических подходах к выбору скважин, прогнозировании и оценке эффективности ГРП, а так же разработка и совершенствование новейших технологий добычи из многопластовых пластов и залежей с большим газосодержанием. Автор предлагает методику оценки эффективности и анализа ГРП, которая включает выделение исследования геолого-технологических параметров операции ГРП, используя алгоритмы методичного анализа остаточных запасов нефти. Предлагает комплексную технологию отбора из неоднородного объекта решением которой, является, предварительная интенсификация притока нефти за счет разрыва раздельных пластов и отдельно-раздельная эксплуатация с применением улучшенной пакерной системой. Предлагает для добычи сильно газированной нефти технологию, которая основана на совместной работе электроцентробежного насоса и непрерывно-дискретного газлифта, которая обеспечивает работу скважины, за чет энергии пласта - попутном газе при минимальных эксплуатационных затратах. Для традиционного терригенного типа коллекторов опытным путем доказана эффективность применения горизонтальных скважин с многостадийными гидроразрывами пласта, то для отложений баженовской свиты подходящие технологии разработки еще только нарабатываются, пишут авторы данного труда [16]. Они описывают исследование оценки эффективности применения технологий – наклонно направленных скважин с ГРП на баженовской свите Пальяновской площади. Авторы данного научного труда [17] рассматривают вопросы количественной оценки положительного влияния одновременно-раздельной эксплуатации на коэффициент нефтеизвлечения и пришли к выводу, что ОРЭ рекомендуется применять к продуктивным пластам со сложной структурой. В своей диссертации Рощин, А.А описывает применение многозабойных скважин к чисто нефтяным и водонефтяным зонам в нефтяных месторождениях и нефтяных оторочек в нефтегазоконденсатных месторождениях, основанные на экспериментах, новых технологиях разработки и технологических решениях. Анализирует показатели эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин, характерность выработки запасов углеводородов в рассматриваемых залежах [18]. В данной работе [19] авторы анализируют эффективность разработки низкопродуктивных коллекторов с использование многозабойных скважин. Описывают технологию строительства многозабойных стволов. Определяют основные вопросы в области разработки месторождений многозабойными скважинами. В своей статье В.А.Васильев, А.Е.Верисокин рассматривают применение ГРП в горизонтальной скважине. Для увеличения эффективности ГРП следует произвести гидродинамическое моделирование. Проанализировано проведение ГРП в залежах Западной Сибири в горизонтальных скважинах. Сравнивается развитие трещин при объемном и струйном ГРП. Основываясь на результатах гидродинамических моделей, автор делает вывод, что количество трещин, в удаленной части ствола, в два раза меньше [20]. В своей научной статье [21] авторы приводят результаты исследований инновационных конструкций алмазных долот с малым диаметром для бурения горизонтальных скважин и боковых стволов в наклонно-направленных скважинах. Автор основывается на анализе разных альтернативных формах и работы алмазных долот, разрабатывает указания для создания совершенно новых долот с эффектом самовинчивания, возмещающем осевую нагрузку от веса бурильной колонны, вызванного размерами внутреннего диаметра обсадной колонны. Строительство скважин с горизонтальным положением связано с некоторыми трудностями. Одним из основных факторов, влияющих на качество цементирования горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов, является седиментация тампонажного раствора, по мнению авторов статьи [22]. Для решения данной проблемы они предлагают повысить качество цементирования скважин путем изменения свойств цементного раствора посредством регулирования состава. Введением разных добавок позволяет изменить основные характеристики цементного раствора. С.А.Пунанов, Д.Нукенов в научной работе утверждают, что при добычи сланцевой нефти необходимо проведение дополнительных исследований по оценке микроэлементного состава сланцевых формаций и микроэлементного состава содержащихся в них УВ для мониторинга экологических процессов, ведь значительное количество из них относится к категории потенциально токсичных микроэлементов. Выброс токсичных элементов значительно увеличивается при тепловом воздействии на пласт и некоторых процессах переработки углеводородов. При ГРП возможно попадание токсичных элементов как из сланцев, так и из содержащихся в них нафтидов в окружающую среду [23]. Авторы данной статьи [24] рассматривают эффективность работ по повышению нефтеотдачи пласта на основе применения физико–химических методах воздействия. По их мнению, эффективными являются закачка полимеров и похожих материалов в пласт. Для вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов, наиболее перспективным являются горизонтальные технологии, пишут авторы данной статьи [25]. Приведены выполненные объемы применения горизонтальных технологий при строительстве скважин на объектах разработки НГДУ «Альметьевнефть». Представлена сравнительная оценка полученных дебитов по «зарезкам» боковых стволов и горизонтальных стволов, а также положительные аспекты при использовании геофизических приборов при проводке горизонтальных стволов. Разработка и внедрение новейших технологий активизирующего воздействия на пласты является актуальной проблемой для обводнившихся месторождений в заключительной стадии эксплуатации, считает автор данной статьи [26]. Он рассматривает технологию волнового воздействия. Приводит область применения данного метода. Рассматривает комплексный подход при интенсификации работы пласта. Одним из основных факторов, направленных на повышение нефтеизвлечения, является повышение поверхности фильтрации дренирования залежи при помощи горизонтальных скважин, считает Калинин, В.Н. Рассматривает характерность проведения исследований и газового каротажа при проводке горизонтальных скважин. Предлагает пути уменьшения негативных факторов, влияющих на информативность проведения исследований [27]. Хисамов, Р.С в своей работе подробно описывает технологии добычи нефти, применяемые в ПАО «Татнефть». Рассматривает проблемы выработки трудноизвлекаемых запасов нефти на поздней стадии разработки и предлагает инновационные технологии их решения [28]. Современный этап развития нефтяной отрасли РТ характеризуется вводом в активную разработку участков нефтяных месторождений, находящихся на разных стадиях разработки, на которых эффективная выработка запасов нефти будет идти с применением горизонтальных технологий, считают авторы статьи [29]. Они считают, что наряду с различными методами увеличения коэффициента извлечения нефти и интенсификации добычи нефти, одним из основных путей повышения рентабельности работы скважин является строительство скважин с горизонтальным окончанием. По расчетам Международного энергетического агентства, в 2030 году добыча в России от МУН составит около 20 млн тонн, что в достаточной степени подтверждает наши прогнозы. Однако важной составляющей развития процесса применения в России современных МУН является создание таких условий, в которых оно стало бы экономически оправданным. Средний показатель для отечественных игроков в нашей выборке составляет порядка 19 лет для жидких углеводородов, а для международных компаний — около 12 лет. Они считают, что вовлечение дополнительных запасов в разработку напрямую связано с применением современных методов увеличения нефтеотдачи. Важную роль здесь играет оптимизация налогообложения традиционных месторождений, о которой речь пойдет далее.[30] Таким образом увеличение бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов в нерентабельных, отработанных скважинах не случайно. За последние два десятилетия в нашей стране все более открываются нефтяные месторождения с трудноизвлекаемыми запасами. Особое значение ГС и БГС имеют на месторождениях со сложным геологическим строением, на поздней стадии разработки, а также на месторождениях с вязкими нефтями. 2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Анализ технологических показателей разработки, связанных с работой залежи и фондом скважин на рассматриваемом объекте Восточно-Макаровское нефтяное месторождение расположено на землях Заинского района РТ с развитой инфраструктурой. Месторождение открыто в 1964 году, введено в разработку в 1976 году. В тектоническом отношении оно приурочено к северной части Онбийско-Ерсубайкинской структурной зоны западного склона ЮТС. В 1991 г. из состава Макаровского месторождения было выведено Аксаринское в самостоятельное месторождение. В этом же году составлена ТСР по Макаровскому месторождению, в которой предложено: создание трехрядной системы разработки, бурение горизонтальных скважин, разбуривание турнейских и башкирских отложений по треугольной сетке 300х300м, применение циклического заводнения. В связи с пересчетом запасов нефти в 1995 году в ТатНИПИнефть составлена ТСР по Восточно-Макаровскому месторождению, в которой принято решение о выделении 4 эксплуатационных объектов: турнейского, тульско-бобриковского, башкирского и верейского; бурение 80 добывающих и 20 нагнетательных скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300х300 метров,общим фондом 144; поддержание пластового давления путем циклической закачки, применение МУН (АФ 9-12,ПАА+ацетат хрома, СНПХ-9630, дистилат, СКО, вибровоздействие, акустико-химическое и термоимплозионное воздействие, за счет которых можно добыть 382 тыс.т дополнительной нефти. На Макаровском месторождении выделено шесть эксплуатационных объектов (отложения верейского, башкирского, тульского, бобриковского, турнейского и кыновского возрастов). Разбуривание залежей в карбонатных отложениях осуществляется с применением горизонтальных скважин. Система заводнения линейная трехрядная с разрезанием на отдельные блоки в сочетании с приконтурной. С целью увеличения КИН применение циклической закачки со сменой направления фильтрационных потоков, стимуляция скважин (ГРП в терригенных коллекторах и селективные соляно-кислотные обработки в карбонатныяфзх коллекторах. А теперь перейдем к основным геолого-физическим характеристикам Восточно-Макаровского месторождения.
В таблице 3 рассмотрены основные показатели месторождения. Таблица 3. Продолжение таблицы 3.
Продолжение таблицы 3.
Макаровское месторождение относится к сложным, насчитывая по разрезу шесть продуктивных горизонтов, которые в свою очередь подразделяются на пласты и пропластки. Продуктивными отложениями являются терригенные пласты-коллекторы девона (Н=1747 м), нижнего карбона (Н=1122,5-1141,4 м) и карбонатные породы девона (H=1150 м) и среднего карбона (H=862,2-870,5м). На Макаровском месторождении выявлено 74 залежи нефти, практически совпадающих в плане по продуктивным горизонтам и контролируемых небольшими куполовидными поднятиями, в ряде случаев объединяющихся единой стратоизогипсой. Терригенные коллекторы, сложенные песчаниками и алевролитами, относятся по В.Н. Дахнову к типу поровых, средне- и высокоемких, низко- и высокопроницаемых. Карбонатные коллекторы, сложенные известняками различных структурных разностей, относятся к типу трещинно- поровых, низко- и среднеемких, среднепроницаемых. Режим залежей упруго-водонапорный. Воды представляют высокоминерализованные рассолы (М=210-250 г/л) хлоркальциевого типа по В.А. Сулину. Нефти девонских отложений относятся к типу сернистых, парафинистых, смолистых. Нефти каменноугольных и турнейских отложений близки по составу и относятся к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых, высокосмолистых. По количеству запасов Макаровское месторождение относится к классу мелких. Месторождение было открыто в 1964 году и введено в промышленную разработку в 1980 году. Также выявлено 10 залежей нефти, контролируемых двумя поднятиями (рис. 1). Залежи нефти в отложениях турнейского яруса осложнены врезами. В компенсирующих врезы осадках радаевского возраста выявлены залежи нефти, гидродинамически связанные с вмещающими породами. Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу (табл. 3, 4). Залежи по своему строению относятся к пластово-сводовым и массивным (табл. 3). Коллекторы отложений тульского, бобриковского и радаевского горизонтов сложены песчано-алевролитовыми породами турнейского, башкирского,верейского возрастов – преимущественно известняками нескольких структурно генетических разностей с прослоями доломитов, характеризующихся микро- и макротрещиноватостью хаотичного и субвертикального направления, которая является основной флюидопроводящей системой (преимущественно трещинно-поровый тип, табл. 3). Таблица 4. Характеристика нефтей продуктивных отложений Восточно-Макаровского месторождения.
Продолжение табл. 4
Продолжение табл. 4
Также выявлено 10 залежей нефти, контролируемых двумя поднятиями (рис. 1). Залежи нефти в отложениях турнейского яруса осложнены врезами. В компенсирующих врезы осадках радаевского возраста выявлены залежи нефти, гидродинамически связанные с вмещающими породами. Рисунок 1. Восточно-Макаровское месторождение. Схема совмещенных контуров.   Рисунок 2. Восточно-Макаровское месторождение: а) выкопировка с карты разработки тульского объекта б) выкопировка с карты разработки бобриковского объекта2.2 Анализ технологической эффективности МУН на анализируемом объекте Повторимся, что Восточно-Макаровское месторождение имеет довольно таки не простую структуру и для добычи нефти из её продуктивных пластов необходима технология, позволяющая добраться до них .И к нам приходит один из методов увеличения нефтеотдачи, благодаря которому добыча данного месторождения увеличилась в раз — бурение горизонтальных скважин, существенно увеличивающих поверхность притока . По состоянию на 01.01.1993 г. на Макаровском месторождении пробурено 239 скважин, в т.ч. добывающих 139, нагнетательных 8, прочих категорий 92. В разработке находятся отложения тульско-бобриковского и турнейского возрастов, единичными скважинами эксплуатируются отложения верей-башкирского и кыновского возрастов. Годовая добыча нефти составляет 49,8 тыс.т., жидкости 109,9 тыс. тонн. Текущие дебиты нефти 1.23;0.842;1.561;1.575;2.054 т/сут., жидкости 3,8 т/сут. С начала разработки отобрано 1002,1 тыс.т.нефти, 1316,8 тыс.т. жидкости. Обводненность составляет 54,7 %. Коэффициент нефтеизвлечения: пpоектный 0,274 д.ед., текущий 0,012 д.ед. А на сегодняшний день мы можем увидеть, что данные добычи с 2006 года возрасли во много раз – таблица 5. Таблица 5. Показатели добычи нефти с начала эксплуатации горизонтальных скважин по сей день в Восточно-Макаровском месторождении.
Для определения технологических показателей необходимо выбрать скважины, в которых применяются горизонтальные скважины – это именно те, данные которых мы рассматривали до этого, а именно :2406Г, 10418Г,10420Г скважины различных горизонтов за 2019 год. Близлежащая скважина к 2406Г является скважина 2405, данные которой представлены лучше остальных , что располагаются рядом. Основные технологические показатели разработки и применяемой технологий МУН скважины 2405 представлены в таблице 6. Таблица 6. Основные технологические показатели разработки и применяемой технологий МУН скважины 2405.
Перейдем к скважине 10418Г, данные которого представлены в таблице 7. Таблица 7. Основные технологические показатели разработки и применяемой технологий МУН скважины 10418 Г.
Продолжение таблицы 7. Таблица 8.Основные технологические показатели разработки и применяемой технологий МУН скважины 10420 Г.
Продолжение таблицы 8. Как видно из таблиц приведенных ранее( табл. 2,5) показатели добычи и дебита возросли во много раз. По технологическим показателям таблиц 6,7,8 можно судить то, что в данный момент добыча в скважине 10418Г только только начинает давать свои плоды, а скважины 2405 и 10420 имеют высокое значение в добычи нефти и ,тем самым, имеет уже большой показатель обводненности , что и является следствием длительной эксплуатации скважин. Судя по данным полученным - скважины, которые имеют высокую обводненность на Восточно-Макаровском месторождении, несут потенциал в будущей добыче, так как количество добытой нефти ни разу не понижается. По всему Восточно-Макаровскому месторождению суммарный отбор жидкости на 01.01.2019 г. составил 579,932 тыс.т, в том числе нефти – 433,467 тыс.т (9,82 % от НИЗ по категориям С1+С2) и воды – 146,465 тыс.т . Для компенсации отбора жидкости закачано 81,070 тыс.м3 воды. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,24, водонефтяной фактор составил 0,34 д.ед. 2.3 Характеристика и описание технологического процесса реализации анализируемого МУН Горизонтальной скважиной (или горизонтальным стволом скважины) называют скважину, у которой угол отклонения ствола от вертикали составляет 80-90°. Но здесь есть один нюанс. Так как «в природе нет прямых линий» и продуктивные нефтенасыщенные пласты залегают в недрах земли, как правило, с некоторым наклоном, а часто с довольно крутым наклоном, то на практике получается, что нет никакого смысла бурить горизонтальную скважину под углом приблизительно равным 90°. Логичнее пробурить ствол скважины вдоль пласта по наиболее оптимальной траектории. Поэтому в более широком смысле, под горизонтальной скважиной понимают скважину, имеющую протяженную фильтровую зону - ствол, пробуренный преимущественно вдоль напластования целевого пласта в определенном азимутальном направлении. Многоствольные скважины, также как и многозабойные, имеют основной ствол и один или несколько дополнительных. Ключевым отличием является расположение точки разветвления стволов. Если точка находится выше продуктивного горизонта, на который пробурена скважина, то скважину называют многоствольной (МСС). Если же точка разветвления стволов находится в пределах продуктивного горизонта, то скважину называют многозабойной (МЗС). Другими словами, если основной ствол скважины пробурен вплоть до продуктивного горизонта и уже в самом продуктивном горизонте из него пробурен один или несколько дополнительных стволов, то это многозабойная скважина (МЗС). В этом случае скважина пересекает верхнюю границу продуктивного горизонта только в одной точке. В этой работе описана технология, которая обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи и увеличение коэффициента охвата. Сущность изобретения: способ включает бурение или выбор уже пробуренных добывающих и нагнетательных скважин на участке нефтяной залежи, бурение боковых горизонтальных стволов или горизонтальных нагнетательных скважин, закачку водогазовой смеси, состоящей из воды и попутного нефтяного газа, через вертикальные нагнетательные скважины, горячей воды через горизонтальные нагнетательные скважины или через боковые горизонтальные стволы и отбор продукции через добывающие скважины. Технология бурения боковых наклонных и горизонтальных стволов успешно апробирована в условиях Восточно-Макаровского месторождения и позволяет активизировать выработку слабодренируемых запасов нефти. Для применения технологии необходимо уделять внимание: – выбору скважин кандидатов на зарезку БС, учитывая текущую оценку нефтенасыщенности участка, куда предполагается проводка горизонтального ствола, с использованием как промысловых исследований в окружающих скважинах, так и результатов геолого-гидродинамического моделирования; – выбору профиля и длины полого-горизонтального участка, соответствующего строению продуктивного разреза пласта; – выбору оптимальной техники и технологии бурения вторых стволов, позволяющих сохранить фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов. В данной работе рассматривается месторождение со сложном строением, для которого необходимо применение многоствольных горизонтальных скважин( рис 3,4,5). Ведь перед началом проведения работ необходимо рассмотреть продуктивные отложения ,а именно их разрез. По данным рисункам видно, что отложения на Макаровском месторождении выявлено залежи нефти, практически совпадающих в плане по продуктивным горизонтам и контролируемых небольшими куполовидными поднятиями, в ряде случаев объединяющихся единой стратоизогипсой. Терригенные коллекторы, сложенные песчаниками и алевролитами, относятся по В.Н. Дахнову к типу поровых, средне- и высокоемких, низко- и высокопроницаемых. Карбонатные коллекторы, сложенные известняками различных структурных разностей, относятся к типу трещинно- поровых, низко- и среднеемких, среднепроницаемых. Режим залежей упруго-водонапорный. Воды представляют высокоминерализованные рассолы (М=210-250 г/л) хлоркальциевого типа по В.А. Сулину. Нефти девонских отложений относятся к типу сернистых, парафинистых, смолистых. Нефти каменноугольных и турнейских отложений близки по составу и относятся к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых, высокосмолистых. Итак, значит по геологическом строению видна необходимость ввода не вертикальных скважин ,а горизонтально – направленных скважин. Так же вернемся к показаниям нефти месторождения по результатам исследований пластовых и поверхностных проб. Их можно отнести к тяжелым, сернистым, парафинистым, высоковязким (табл. 4), тем самым проявляется дополнительный плюс данной технологии интесификации нефти , а именно, совместимость метода ввода горизонтальных скважин с другими методами увеличения нефтеотдачи – тепловой (способ извлечения нефти из пласта при помощи горизонтальных стволов скважин, путем закачки в них теплоносителя. Способ включает бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение горизонтальных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, периодическую закачку теплоносителя, например пара, в горизонтальные скважины и отбор нефти из вертикальных добывающих скважин, при этом отбор ведут также из вертикальных нагнетательных скважин, а в период прекращения закачки пара ведут отбор из горизонтальных скважин, являющихся источником прорыва пара в вертикальные скважины, а после выработки пласта в районе призабойной зоны всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины, одновременно отбирая нефть из остальных скважин. Также возможно применение способа, который обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи, снижение вязкости нефти и увеличение коэффициента охвата. Сущность изобретения: способ включает бурение или выбор уже пробуренных добывающих и нагнетательных скважин на участке нефтяной залежи, бурение боковых горизонтальных стволов или горизонтальных нагнетательных скважин, закачку водогазовой смеси, состоящей из воды и попутного нефтяного газа, через вертикальные нагнетательные скважины, горячей воды через горизонтальные нагнетательные скважины или через боковые горизонтальные стволы и отбор продукции через добывающие скважины. Согласно изобретению по данным бурения вертикальных скважин предварительно проводят расчеты оптимальных параметров закачки на тепловой гидродинамической модели. Горизонтальные нагнетательные скважины либо боковые горизонтальные стволы бурят параллельно стволам многозабойных или горизонтальных добывающих скважин с расстоянием между стволами не менее 150 м. Горизонтальные нагнетательные скважины или боковые горизонтальные стволы оборудуют забойными нагревателями и ведут закачку горячей воды с температурой не менее 95°C на устье и под давлением закачки (0,45-0,85)·Pг, где Pг - вертикальное горное давление пород. В каждую вертикальную нагнетательную скважину ведут закачку водогазовой смеси с расходом  где Vг - объем добываемого попутного нефтяного газа с участка в сутки, м3/сут; N - число вертикальных нагнетательных скважин; Qв – расход закачиваемой воды в вертикальные нагнетательные скважины, обеспечивающий 100%-ную текущую компенсацию отбора закачкой на участке, м3/сут.) или химический способ, позволяющий увеличить нефтеотдачу пласта. Способ расширяет зону дренирования горизонтального ствола скважины кислотной обработкой дальних участков пласта с созданием боковых каналов включает бурение основного горизонтального и боковых стволов, кислотную обработку боковых стволов. Рисунок 3. Восточно-Макаровское месторождение. Схематический геологический профиль продуктивных отложений нижнего карбона. Желтым цветом выделены пласты ,но не выделяемые как породы коллектора по принятой методике подсчета запасов нефти. Серым цветом выделены породы- коллектора, выделяемые по принятой методике запасов нефти. Синий цвет – водоносные пласты.   Рисунок 4. Восточно-Макаровское месторождение. Схематический геологический профиль продуктивных отложений среднего карбона.  Рисунок 5. Восточно-Макаровское месторождение. Схематический геологический профиль продуктивных отложений нижнего карбона. Применение горизонтальных технологий во много раз увеличивает эффективность разработки запасов. Они подразумевают процесс бурения и, собственно, сами горизонтальные скважины. Имеют наиболее значительную протяженную зону. Горизонтальные скважины имеют большую зону дренирования в коллекторе, тем самым увеличивая добычу в условиях, когда вертикальная нефтенасыщенная толщина слишком мала для вертикальных скважин с точки зрения рентабельности. Несмотря на то, что строительство горизонтальных скважин затратнее на 10-15%, чем вертикальных, их применение имеет немало преимуществ: уменьшение суммарного количества скважин на месторождениях; рост уровня извлечения нефти; привлечение в разработку новые залежи нефтяных пластов и высоковязкой нефти. Конструкция горизонтальной скважины напрямую зависит от геологических условий. Высокая продуктивность достигается за счет бурения скважины простой конструкции породоразрушающим инструментом. Рисунок 6. Традиционная техника бурения (а) и метод горизонтального бурения(б).  | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||