|
Анализ разработки Ванкорского месторождения. Научно исследовательская работа анализ разработки Ванкорского месторождения тема Преподаватель А. А. Азеев подпись, дата инициалы, фамилия Студент гб1803Б, 081618795 О. Б. Вайчишина
Анализ примененных методов, направленных на увеличение извлечения нефти их пластов и интенсификация добычи нефти на Ванкорском месторождении
Освоение и эксплуатация Ванкора показывают пример комплексного применения инновационных технологий, включая природоохранные мероприятия. Здесь нашли применение технологии современного компьютерного проектирования, передовые технологии строительства на основе использования технологических модулей высокой готовности, что позволило сократить сроки строительно-монтажных работ на 70 %. Передовые технологии в геологоразведке и бурении обеспечили прирост запасов на одну разведочную скважину в 30 раз выше среднего по России и в 15 раз выше среднего в мире. Благодаря применению технологии горизонтального бурения фонд скважин был сокращен в 3 раза. Кроме того, это позволило многократно увеличить начальный дебит скважин. Для поддержания энергии пласта использовалась закачка в пласт попутного нефтяного газа (ПНГ), что позволило увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) с 0,340 (он же средний по России) до 0,434. Одновременно решался вопрос полезного использования части ПНГ. Применение при буровых работах роторно-управляемых систем позволило увеличить эффективность в 2,5 раза, а применение интеллектуальных скважинных систем управления притоком дало дополнительную добычу нефти. Использование при эксплуатации месторождения износостойкого оборудования обеспечило дебит до 1,5 тыс. т в сутки (или в среднем более 430 т нефти в сутки, при среднесуточном дебите по стране 39,5 т). В 2013 году принят корректирующий проектный документ «Дополнение к технологической схеме разработки Ванкорского месторождения, выполненный ООО «Рн-КрасноярскНИПИнефть». Технологические решения ДТСР 2013 года соответствуют проектным решениям ДТСР 2012 за исключением максимального уровня добычи нефти. Корректировки, внесенные в уровни добычи нефти, продиктованы увеличением темпа роста обводненности по причине высоких темпов отбора нефти. Основные проектные решения: -выделение восьми эксплуатационных объектов: двух нефтяных: СДIX и Нх-1, газонефтяного Як-III-VII, нефтегазоконденсатного Hx-III-IV, двух газовых: Дл-1-III и Як-1 (газовая шапка), двух нефтегазовых залежей Як-II и Як-1 (нефтегазовая залежь); -разработка нефтяных объектов с поддержанием пластового давления; газовых и нефтегазовых объектов на естественном режиме; -максимальные проектные уровни: 1)добычи нефти и газоконденстата - 22 ООО тыс. т (2014 г.) 2) добычи газового конденсата -314 тыс. т (2014) 3) добычи жидкости - 70 073 тыс. т (2022 г) 4) закачка воды - 62 655 тыс. м3 (2018 г.) 5) закачка газа - 2 500 млн. м3 (2019 г.) 6) добычи свободного газа - 2 341 млн. м3 (2017 г.) 7) добычи газа из газовых шапок - 4 452 млн. м3 (2016 г.) 8) добычи растворенного газа - 2 484 млн. м3 (2014 г.) 9) использование растворенного газа - не менее 95% (2014 г.)
Известно, что разработка нефтяного месторождения связана с ухудшением технико-экономических показателей процесса добычи по мере истощения запасов. Неизбежно наступает период, когда продолжение эксплуатации сначала каких-либо групп скважин, а потом и всего месторождения становится нерентабельным для нефтедобывающего предприятия. В последние годы много внимания уделяется разработке технологии бурения боковых горизонтальных стволов (БГС) из старых обсаженных скважин с целью их восстановления. Из работ профессора Н.Ф. Кагарманова под горизонтальными скважинами подразумеваются и БС с горизонтальной частью. Бурение боковых стволов с выходом в горизонтальный ствол и горизонтальных скважин имеет принципиально одинаковые подходы, общие цели и задачи. Разница состоит в необходимости фрезерования эксплуатационной колонны и выходе инструмента из основного ствола. Проблема разработки технологии бурения боковых стволов из обсаженных скважин актуальна по ряду причин. Главная из них - рост числа малодебитных, нерентабельных, высоко обводненных и простаивающих скважин. Восстановление бездействующего фонда при этом будет обходиться в 1,5-2,0 раза дешевле, чем бурение новых скважин. В условиях отсутствия инвестиций эта технология может оказаться эффективным средством интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов. Несмотря на достаточно высокий уровень разработки технологии за рубежом, в России она еще не получила должного развития. Основная причина здесь - отсутствие разработанной комплексной инженерной технологии, адаптированной к конкретным геолого-техническим условиям. Определенный опыт бурения неориентированных боковых стволов накоплен в Азербайджане и Краснодарском крае, где восстановлено порядка 5 тыс. скважин, из которых добыто около 18,5 млн. т нефти. Имеется незначительный опыт и в других районах: Татарстане, Западной Сибири, Пермской области. Однако применяемая в этих районах технология до недавнего времени была довольно примитивной, рассчитанной лишь на роторный способ и применение несовершенного инструмента, не удовлетворяющего современным требованиям. Бурение направленных боковых стволов в настоящее время находится на стадии своего развития и совершенствования. Кроме того, существует ряд сложных проблем, решение которых необходимо. К ним относятся технология и техника вырезания окон в эксплуатационной колонне, установка высокопрочного моста, управление траекторией ствола и крепление колонны. Один из наиболее перспективных способов повышения коэффициентов извлечения нефти на поздней стадии разработки крупнейших нефтяных месторождений страны - бурение боковых направленных стволов из «старого» фонда скважин. С одной стороны, только стоимость бурения бокового ствола из добывающей скважины на 10-50 % 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. Эти преимущества явились основой массового распространения бурения боковых стволов в главных нефтедобывающих регионах страны (в частности, Урала-Поволжья). Однако БС бурили без учета требований с позиций последующей их эксплуатации механизированным способом. Главной задачей бурения было обеспечение заданного отхода бокового ствола от основного при минимальных издержках на его проводку. В связи с этим должны существовать оптимальные профили БС, удовлетворяющие требованиям минимизации издержек на бурение и последующей эксплуатации БС и технические средства, позволяющие в ряде случаев эксплуатировать скважины со спуском насосного оборудования в боковой ствол. С точки зрения последующей эксплуатации скважины с боковым стволом необходимо стремиться к максимальной глубине его забуривания. С одной стороны, при этом увеличиваются вероятность и возможность спуска глубинного насоса в старый ствол и обеспечение его работоспособности, а с другой - при максимальной глубине забуривания бокового ствола существенно снижается объем бурения.
|
|
|
Скачать 0.85 Mb.