горизонтальные скважины. рнм. Курсовой проект по дисциплине Разработка нефтяных месторождений
 Скачать 2.73 Mb.
|
|
а б Скважины рекомендуется бурить в коренных горных породах. Привыбореконструкциибуровыхруководствуютсяпринципамибезопасности. Помимо этого, от сделанного выбора зависит объем расхода материалов и конечная стоимость строительства. Также учитывают, что искривленная и вертикальная часть горизонтальной скважины рассмотрена не только со стороны верного выбора конструкции, а и – удовлетворительного забойного давления. Не берется во внимание лишь горизонтальная часть ствола. Рисунок 7. Прохождение вертикальных (В) и горизонтальных (А) скважин к продуктивной части пласта.  Существуют основные требования к горизонтальной скважине: выполненная конструкция не должна допускать разрушение стен; предоставить герметизацию устья; обеспечивать свободный доступ к забою. От соблюдения данных требований зависит надежность всей конструкции. Элементы горизонтальной скважины: цементные оболочки; обсадная колонна; наклонная и вертикальная выработка. Для построения данного типа скважины подбираются такие элементы, с помощью которых поставленная цель достигается без происшествий и позволяет в течение долгого времени эксплуатировать горизонтальную скважину. Чтобы получать максимальный объём добычи углеводородов следует использовать новые технологии и проводить исследование горизонтальных скважин. Тщательное их изучение позволяет добиться результатов: увеличить площадь фильтрации; улучшить технологию подземных газовых хранилищ; приумножить интенсивность закачивания в пласт. Кроме этого, на основе исследований появляется возможность оценить продуктивное использование горизонтальных скважин в разработке месторождений вязкой нефти при умеренной фильтрации и в тех случаях, когда не выходит провести полноценные буровые работы. Недостатком горизонтальных скважин является затратная стоимость их построения. Наиболее популярным является механический способ, который направлен на разрушение породы. Этот вид скважин зачастую бурят в породах высоких категорий, но в последнее время и в породах средней твердости. 2.4 Анализ динамики добычи нефти, жидкости, обводненности и закачки по участку за период, равный 12 месяцам до и после применения МУН. Используя данные, представленные работниками «Елховнефть», которые мы использовали для построения таблиц 1-5, мы можем построить таблицу добычи нефти и жидкости Восточно-Макаровского месторождения по обводненности за 12 месяцев после применения горизонтальных стволов в некоторых скважинах. По общему представлению строим таблицу 9. Таблица 9. Распределение фонда скважин, добычи нефти и жидкости Восточно-Макаровского месторождения по обводненности (текущие показатели)
Анализ технологических показателей скважин 2405, 10418Г,10420 Г предоставлены в главе 2.2. Таблица 9. показывает показания, полученные по сей день работы скважин. После внедрения горизонтальных скважин в эксплуатацию (за 2 месяц работы) показания скважин принимали значение ( таблица 10.) Таблица 10. Распределение фонда скважин, добычи нефти и жидкости Восточно-Макаровского месторождения по обводненности ( за 2-ой месяц после ввода).
Продолжение таблицы 9.
Воспользуемся приложением ТатНИПИнефть для анализа дебита нефти и жидкости за 12 месяцев до и после применения горизонтальных скважин. Данные рассчитываются и преобразуются в таблицу 10. Таблица 10. Показания анализа дебита нефти и жидкости по методике ТатНИПИнефть.
Продолжение таблицы 10.
Как видим, значения методики ТатНИПИнефть совпадает частично и только более менее по накопленной добыче нефти. Показатель обводненности по методике ТатНИПИнефть представлен на рисунке 9. Ведь в этой методике не отображены все проблемы, которые приходят со временем эксплуатации скважин. И показания скважин может резко меняться от этого. Рисунок 9. Показатель обводненности по методике ТатНИПИнефть за следующие года по Восточно-Макаровскому месторождению.  2.5 Оценка соответствия выбранного участка и подбор участка-кандидата требованиям инструкции и РД. Как было рассмотрено действие технологии горизонтального бурения в пункте ретроспективного анализа и в следующей главе при рассмотрении технологических показателей скважин , в которых это применяется, то можно сказать, что показатели добычи нефти с этих скважин увеличивается и по сей день. Данный участок представляет собой находку из нескольких прекрасно работающих скважин. Имеются скважины с горизонтальными стволами – 2406Г, 10418Г, 10420Г. Но на расстоянии 1000 метров от них имеются соседние скважины, хоть применение горизонтального бурения к ним не коснулось. Показатели же добычи соседних скважин имеют хорошие значения и могут стать явными кандидатами в добыче нефти по отношению к первоначальным скважинам с горизонтальным разветвлением. Рассмотрим скважину 2406Г. На расстоянии 1000 метров от нее имеются 3 скважины с хорошими показателями (таблица 11.). Таблица 11. Показания скважин на расстоянии 1000 метров от скважины 2406Г.
Продолжение таблицы 11.
Теперь рассмотрим участки-кандидаты, находящиеся рядом со скважиной 10418Г( таблица 12.). Таблица 12. Показания скважин на расстоянии 1000 метров от скважины 10418Г.
Продолжение таблицы 11.
И осталось рассмотреть скважину 10420Г на расстоянии 1000 метров от неё скважины-кандидаты. Таблица 12. Показания скважин на расстоянии 1000 метров от скважины 10420Г.
Продолжение таблицы 12.
Как видно, хоть только в одной скважине 10421Г используются также горизонтальные скважины, но также имеются совсем другие участки, где добыча происходит успешно и развивается преимущественно лучше, нежели остальные скважины. Но я считаю, что это временный эффект, ведь Восточно-Макаровское месторождение со своим необычайно сложным строением будет давать лучшие показатели при горизонтальном бурении – все связано с тем, что на Восточно-Макаровском месторождении выявлено залежи нефти, практически совпадающих в плане по продуктивным горизонтам и контролируемых небольшими куполовидными поднятиями, в ряде случаев объединяющихся единой стратоизогипсой. Но значения дебитов нефти в этой скважине не особо отличаются от малодебитных скважин этого же участка. Видимо геологически условия добычи не вышли на максимум своего значения. 2.6 Ретроспективный анализ применения ГТМ на рассматриваемом участке Технологию боковых горизонтальных стволов на исследуемом участке применяется с 1996 года. В промежуток с 1996 по 2019 год на участке использовались такие технологии, как БС-301, БГС-304, Ч/Б-302. В таблице 2.6.1 представлено распределение применяемых технологий по годам. Таблица 2.6.1 - Распределение применяемых технологий по годам
Необходимо проанализировать количество добытой нефти после применения данной технологии. Распределение дополнительной добычи по применяемым технологиям показано на рисунке 2.6.1  Рисунок 2.6.1 - Распределение дополнительной добычи по применяемым технологиямПо рисунку 2.6.1 видно, что больше всего дополнительно нефти было добыто при применении технологии БГС-301, за рассматриваемый период добыто 1608 т. Дополнительная добыча от применения технологии БС-301 составила 404,6 т. Применение технологии Ч/Б-302 позволило дополнительно добыть 150 т нефти. 2.7 Выводы по результатам применения технологии МУН на объекте и их перспективы Боковые горизонтальные стволы выполнялись в 7 скважинах, благодаря данной технологии дополнительно добыли 1,608 тыс. тонн нефти. Это является одним из наибольших показателей среди горизонтальных технологий, применяемых на данном участке. Эти системы построены на использовании вертикальных скважин с использованием боковых горизонтальных стволов. Горизонтальные технологии обеспечивают равномерную выработку в неоднородных коллекторах. Используются различные комбинаций горизонтальных и вертикальных скважин с боковыми горизонтальными стволами, что позволяют вовлекать в разработку трудноизвлекаемые запасы, удаленные от вертикального ствола. Рассмотрев распределение дополнительной добычи нефти по применяемым технологиям, можно сделать вывод, что, наибольшая дополнительная добыча нефти была получена при применении технологии боковых горизонтальных стволов (БГС), доп. добыча составила 1,608 тыс. тонн. 3. Расчетная часть 3.1 Расчет дополнительной добычи нефти предлагаемой технологии по характеристикам вытеснения Для прогнозирования добычи нефти нефтеотдачи оценки эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов могут быть использованы характеристики вытеснения различного вида. В настоящее время число их достигает несколько десятков. Естественно при анализе разработки, принятии различных технологических решений и оценки их эффективности возникает проблема подбора наилучшей характеристики вытеснения по предыстории разработки ’ объекта и экстраполяции на перспективу. Б этом случае может оказаться, что несколько характеристик вытеснения в той или иной мере адекватны, коэффициенты корреляции, найденных уравнений регрессии, сопоставимы и близки друг к другу, а выбор наилучшего приближения необходимо сделать. Критерий Тейла имеет следующий вид:  где: n - количество точек в выборке. Yф - фактическое значение параметра; Yp - расчетное значение параметра. Выбрав с помощью критерия Тейла вид характеристики вытеснения и определив регрессионным анализом коэффициенты в характеристиках вытеснения. экстраполируя характеристику вытеснения можем оценить добычу нефти, прирост добычи нефти, конечную нефтеотдачу. При этом необходимо сделать опенку точности прогноза. Итак, необходимо воспользоваться данными добычи нефти и жидкости для нахождения коэффициентов в характеристиках вытеснения , которые определяются по методу наименьших квадратов. Возьмем скважину 2406Г. Данные добычи нефти, жидкости и воды предоставлены в таблице 13. Таблица 13. Данные добычи нефти , жидкости и воды за последние 5 лет по скважине 2406Г.(2020 год значения первых четырех месяцев).
Воспользуемся данными таблицы 13. для нахождения коэффициентов.    Для выбора вида характеристики вытеснения воспользуемся критерием Тейла. Критерий Тейла (U) рассчитываем по зависимости, которую мы приводили ранее и для данного примера соответственно равны: Для характеристик вытеснения  Для характеристик вытеснения  Для характеристик вытеснения  Минимальный критерий Тейла получается для вида:  Используем данный вид характеристики вытеснения для оценки эффективности внедрения для оценки эффективности внедрения нового метода повышения нефтеотдачи. Дополнительная добыча нефти от внедрения метода повышения нефтеотдачи равна  что составляет 221/2899=7,62 %.Теперь перейдем к другим скважинам. Таблица 14. Данные добычи нефти , жидкости и воды за последние 5 лет по скважине 10418Г.(2020 год значения первых четырех месяцев).
Воспользуемся данными таблицы 14. для нахождения коэффициентов.    Для характеристик вытеснения  Для характеристик вытеснения  Для характеристик вытеснения  Минимальный критерий Тейла получается для вида: Используем данный вид характеристики вытеснения для оценки эффективности внедрения нового метода повышения нефтеотдачи. Дополнительная добыча нефти от внедрения метода повышения нефтеотдачи равна  что составляет 695/6763=10,27 %.И последняя скважина – 10420Г. Таблица 15. Данные добычи нефти , жидкости и воды за последние 5 лет по скважине 10420Г.(2020 год значения первых четырех месяцев).
Воспользуемся данными таблицы 14. для нахождения коэффициентов.    Для характеристик вытеснения  Для характеристик вытеснения  Для характеристик вытеснения  Минимальный критерий Тейла получается для вида:  Используем данный вид характеристики вытеснения для оценки эффективности внедрения нового метода повышения нефтеотдачи. Дополнительная добыча нефти от внедрения метода повышения нефтеотдачи равна  что составляет 1408/14030=10,03 %.Обратимся к экономической стороне продажи нефти и образованию потерь при эксплуатации скважин, для чего построим таблицы ,чтобы было легче рассмотреть каждую из них в отдельности по определенным годам. Таблица 16. Данные цены нефти, себестоимости и затрат , вознимкаемых при эксплуатации скважин, за последние 5 лет по скважине 10420Г.(2020 год значения первых четырех месяцев).
Таблица 17. Данные цены нефти, себестоимости и затрат , вознимкаемых при эксплуатации скважин, за последние 5 лет по скважине 10418Г.(2020 год значения первых четырех месяцев).
Таблица 18. Данные цены нефти, себестоимости и затрат , вознимкаемых при эксплуатации скважин, за последние 5 лет по скважине 2406Г.(2020 год значения первых четырех месяцев).
Все данные скважины являются рентабельными. Данные по себестоимости добытой нефти с каждым разом все растет и растет, так как добыча со временем возрастает и значит видна сама эффективность добычи при помощи технологии горизонтальных скважин. 3.2 Расчет прироста КИН на участке в результате применения анализируемого МУН | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||