Саитов боковые стволы. Саитов А.Э. гр 15-11 ВКР 21.06.2019. Одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти и полноты ее извлечения из недр является разработка месторождений с применением боковых горизонтальных стволов (бгс)
 Скачать 0.87 Mb.
|
|
ВВЕДЕНИЕ Одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти и полноты ее извлечения из недр является разработка месторождений с применением боковых горизонтальных стволов (БГС). Они позволяют существенно улучшить технологические и экономические показатели разработки, обеспечить более высокие темпы добычи и увеличение нефтеотдачи. В ОАО «Удмуртнефть» детально разработан комплекс мероприятий и технологий, направленных на проектирование эффективных систем разработки месторождений горизонтальными направленными скважинами. Определены геологические, технологические и экономические критерии применения горизонтального бурения. Размещение боковых горизонтальных стволов разрабатываемых на Мишкинском месторождении осуществляется с учетом выработонности запасов ранее пробуренными скважинами. Накопленный опыт бурения горизонтальных скважин позволил определить основные геологические и технологические критерии для их размещения в пределах залежей нефти и параметры ствола, гарантирующие получение ощутимого эффекта. Цель работы: Ознакомление с особенностями Мишкинского месторождения. Ознакомление с анализами технологических показателей разработки Мишкинского месторождения. Ознакомление с показателями эксплуатации скважин с БГС на Мишкинском месторождении. Ознакомление с анализом накопленной добычи нефти по участкам скважин с БГС скважин Мишкинского месторождения. Ознакомление с анализом технологической эффективностью применения БГС скважин Мишкинского месторождения. Ознакомление с технологией БГС скважин Мишкинского месторождения. ОБЗОР НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ПО ПРИМЕНЕНИЮ БГС СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ В связи с вхождением наиболее значимых по запасам месторождений Удмуртской республики в позднюю стадию разработки, остро встает вопрос о стабилизации добычи нефти на основе увеличения коэффициента нефтеизвлечения. В основу стабилизации добычи нефти в ОАО «Удмуртнефть» положено применение новых высокоэффективных технологий увеличения нефтеотдачи пластов, бурение боковых горизонтальных стволов (БГС) [1]. Авторами [2] рассматриваются актуальные причины обводнения БГС. Основные причины обводнения скважин сразу после ввода в эксплуатацию либо через несколько месяцев после начала эксплуатации – это несоблюдение коридора бурения либо невозможность оценки вероятности влияния закачки в связи с отстуствием исследований как в скважинах, так и в межскважинном пространстве. Р.Т. Шайхутдинов, В.Е.Бирюков, С.А. Афанасьев, обосновывают что компанией ОАО «Удмуртнефть» уделяется повышенный интерес к реанимации старого фонда скважин методом бурения дополнительных боковых горизонтальных стволов. Работы по бурению боковых стволов ведутся на семи месторождениях Удмуртии. Дебиты старых скважин в 2 и более раз превышают дебиты близлежащих старых скважин и имеют значительно низкую обводненность[3]. П.В. Киселев, В.А.Махоро, в своей работе обосновывают, что бурение первых горизонтальных скважин 3253, 450 Мишкинского месторождения ОАО «Удмуртнефть», применялись глинистые буровые растворы, утяжеленные карбонтаным утяжелителями. На основании опыта было принято решение отказаться в дальнейшем от использования глинистого бурового раствора. Для бурения горизонтальных скважин была разработана рецептура безглинистого полимералюминатного карбонтаного буровго раствора (ПАКБР). За счет низкого содержания твердой фазы и хороших смазывающих свойств ПАКБР были значительно повышены технико-экономические показатели бурения, увеличилась проходка на долото и скорость бурения[4]. Ш.Ф. Тахаутдиновым, И.Г, Юсуповым, Р.Х. Ибатуллиным, обосновывается что созданы технологии и оборудование, позволяющие решить одну из труднейших проблем изоляцию интервалов водопритоков в необсаженных горизонтальных скважинах с помощью профильных перекрывателей. Использование этих разработок позволило впервые в мировой практике эксплуатации горизонтальных скважин возобновить работу обводненной на 100% и буздействующей более двух лет скважины №11251 на Онбийской площади[5]. Автором В.Х. Самигуллиным, отмечено что в целом эксплуатация ГС с целью добычи нефти показала их эффективность, особенно на новых месторождениях. В связи с высокой степенью выработанности месторождений и снижающимся уровнем добычи нефти, на месторождениях Башкортостана эксплуатационное бурение становится неэффективным. Поэтому восстановление нерентабельных скважин путем бурения дополнительных боковых стволов, особенно с горизонтальным окончанием, позволит повысить нефтеотдачу пластов и снизить темпы падения добычи нефти[6]. Авторы [7], обосновывают технические решения по снижению обводненности Мишкинского месторождения. Одним из решений проблем уменьшения роста обводненности продукции ГС является воздействие на призабойную зону пласта, включающее направленное блокирование обводненных участков. При этом необходимо использовать специальные материалы, приемы и технические средства для обеспечения селективной изоляции. Комплекс работ так же должен включать предварительные операции по очистке горизонтального участка ствола скважины. В одной из скважин Мишкинского месторождения был испытан способ изоляции притока воды с применением суспензии гидрофобного тонкодисперсного материала «Полисил-КСТ». Способ основан на создании бронированных водонефтяных эмульсий в каналах поступления в ГС воды. В работе Ибатуллина Р.Р. «Эффективная разработка запасов нефти в плотных коллекторах Северной Америки.Горизонтальные скважины» обосновывается эффективность применения горизонтальных скважин. Разработка запасов нефти в плотных карбонатных коллекторах на западе Канады в последнее время в 5-7 лет резко активизировалась на базе новых высокоэффективных технологий разработки с применением горизонтальных скважин[8]. Успешность строительства горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов во много записит от применяемых геофизических методов контроля за процессом бурения. Специфичность профиля ГС скважин требует неординарных методов и приборного оснащения геофизиечкой аппаратруы. В общем комплексе необходимых условий, определяющих эффективность ГС, важное значение имеет уровень геофизического информационного сопровождения их на этапах строительства, испытания и эксплуатации. Проблема геофизических исследований всегда была сложной и актуальной, так как при зенитных углах 65 градусов и более приборы приходилось не отпускать а проталкивать в скважину [9]. Традиционные глинистые растворы во многих случаях практически непригодны для бурения горизонтальных скважин и боковых стволов[10]. Сегодня весь объем скважин бурится в Башкортостане с использованием водных растворов, и основные направления их модифицирования связанные с приближением свойств водных фильтратов к неводным: Использование смазочных добавок, снижающих внитрискважинные сопротивления, что особенно важно при бурении БС; Ингибирование минеральными и органическими добавками, позволяющими замедлить гидратационные процессы; Придание растворам псевдопластических реологических характеристик, обеспечивающих как эффективный транспорт шлама и качественную очитску ствола, так и снятие избыточных гидравлических сопротивлений. Основное преимущество БГС состоит в увеличении дебита в 2-10 раз за счет расширения области дренирования и увеличения фильтрафионной поверхности[11]. Авторы [12], рассматривают скважины с технологией БГС организации ОАО «Газпром – нефть». Ими было зарекомендованы следующие рекомендации к технологии БГС: длина проведения БГС к стволу должна составлять минимум 80-160 метров; данную технологию рекомендуется проводить в расстояниях 3-6 метров от водонефтяного, а так же газонефтяного контакта. На рассматриваемых объектах ОАО «Газпром-нефть» наблюдается уменьшение по обводненности, а так же прирост дополнительной добычи. В работе [13] , авторами были проанализированы методики работ горизонтальных скважин. Зафиксирован прирост продуктивности скважин в 2 – 4 раза. Авторами был проведен как многофакторный, так и статистический анализ, следовательно были определены факторы влияния прироста дебита в горизонтальных скважинах: толща пластов, длины горизонтальных стволов, нефтяная насыщенность. По полученным расчетам показания добычи на каждую горизонтальную скважины получилось 2880 тонн нефти. Автором [14] было рассмотрена технология ГС, так же определил, что эксплуатация ГС сопутствовало интенсификации процессов разработки за счет: удлинения ствола на границах рассматриваемой скважины, уменьшить количество ДС, а так же возможность эксплуатации объектов, находящихся в заповедных зонах. В данной работе [15], автором был произведен анализ ГС на участках с трудноизвлекаемыми запасами. ГС показали хорошие результаты, справились с поставленными задачами, такими как эксплуатации объектов с низкими показаниями ФЕС, а так же краткие показания разработки. Было зафиксировано, что в сравнении с вертикальными скважинами (ВС) ГС показали хорошие результаты по дебитам нефти. Н.Ф.Гумаровым [16], было анализированны конечные итоги работ ГС, на субъектах НГДУ «Альметьевскинефть», был замечен прирост дебитов нефть с 8 до 11 тонн/сутки. Автором [17], анализировалось скважина 545 ГС, после внедрения в эксплуатацию ГС, наблюдалось повышение дебита нефти на 7 тонн/сутки. Было получен результат значений по накопленной добычи, приблизительно 8900 тысяч тонн. Автор приводит в сравнение скважины технологиями ВС, рассмотренная технология ГС показала намного лучшие результаты в 2, а то и в 3 раза превышающих чем ВС. В.Б.Подоваловым был рассмотрен эффект от проведения технологии горизонтальных скважин. А так же зафиксирован прирост дебитов с 3,5 до 8,2 т/сут, и понижения по показаниям обводненности с 20 до 16%. Автор [19], анализирует работы скважин с технологией бокового горизонтального ствола: длина данного участка составляло 110 – 140 метров. Так же присуще технологии БГС, наблюдается прирост дебита по нефти со значения 10 до 24 т/сут. И.Н.Хакимзьяновым, рассматривается технологии бурения, а так же ввода в эксплуатацию ГС. По итогам анализа, был выявлен прирост дебита нефти с 9 по 14 т/сут. Так же полученные значение по накопленной добычи по рассматриваемой технологии получилось 8000 тыс.т. [20] Автором [21], анализируется ввод в эксплуатацию ГС. Аналогично вышеприведенным работам, так же выявлен прирост дебита нефти с 9 до 34 т/сут. Автором приводится пример внедрения специального оборудования, результатом чего повышение качества работ по бурению. Автором Н.В. Музалеевской [22], анализируется технология боковых горизонтальных стволов. В данной работе автором было выявлено прирост дебита в 2 раза, для БГС стволов длиной 200 – 490 метров. Автором было зафиксировано, что увеличения дебита будет мала, при дальнейшим увеличении длины ствола. Автором [23], анализируется эксплуатация ГС. Было выявлено, что при длине ствола 800-1100 метров наблюдается прирост дебита с 14-68 т/сут, а так же уменьшения обводненности на рассматриваемых объектах до 30 %. Авторами [24], в работе анализируются технологии горизонтальных скважин. Наблюдается, что при эксплуатации данной технологии ощутим прирост дебита с 20 по 70 т/сут, так же уменьшения по обводненности до 60 %. Результаты накопленной добычи по данной технологии 16 т.тонн, КИН показал прирост до 0,07 д.ед. Автором Ю.В. Шульевым [25], анализируется эксплуатация технологии ГС. Ю.В.Шульевым было выявлено, что при эксплуатации ГС наблюдается прирост дебита по нефти на рассматриваемом объекте, с 25 по 40 т/сут, так же выявлено значения накопленной добыч 19 т.тонн. Автором работы [26], анализировалось технология ГС на рассматриваемом объекте. Бережневой, при эксплуатации данной технологии было зафиксирован прирост дебита на наблюдаемых скважинах в 3 раза, результаты накопленной доыбчи нефти 570 т.тонн. В данной работе [27], автором анализируется модель гидродинамических моделирований. Айдашевым было зафиксировано по результатам гидродинамических моделей, что после эксплуатации технологии наблюдается прирост дебита на 400 т/сут для ГС 600 метров. Автором Д.Т.Кимовым, в работе [28], анализируется моделирование боковых горизонтальных стволов. Результатом моделирования, был выявлен ряд факторов влияющих на повышения дебита: зависимость от угла БС, депрессии. В работе [29], анализируется способов эксплуатации низко-продуктивных пластов на рассматриваемом объекте. После проведенного анализа Г.Т.Апаасовым замечено, при эксплуатации скважин с применением технологии ГС прирост дебита в диапазонах от 20 – 110 м3/сут, обводенность от 8 – 18 %, полученные результаты наколпенной добычи 14 т.тонн. Автор работы [30], анализирует и обосновывает проведения технологии ГС. Анализом было выявленно, что для технологии ГС прирост дебита составил в 3-4 раза, при значениях обводненности до 18%. Так же результаты по накопленной добычи нефти 20 т.тонн. Таким образом, проанализировав вышеописанные работы авторов, было зафискировано что для технологии БГС присуще повышения показания по дебитам нефти, в среднем повышения заключены в диапазоне от 1,5 до 4 раз. Так же на рассматриваемых авторами объектах, был зафиксирован спад по обводненности. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Характеристика особенностей Мишкинского месторождения Мишкинское месторождение нефти было открыто в 1966 году. Оно расположено на границе Воткинского и Шарканского районов Удмуртской республики, в 60 километрах к северо-востоку от города Ижевска, севернее города Воткинска. На территории месторождения находятся населенные пункты – это деревни Мишкино, Сибино, Бычи. В орогидрофическом отношении - это холмистая местность, расчлененная многочисленными оврагами, балками и долинами небольших рек. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 140-180 метров на юге до 180-250 метров на севере. Южнее месторождения расположен Воткинский пруд с площадью зеркала 1880 га. Площадь Мишкинского месторождения на 70% занята хвойными лесами, остальная часть занята сельхозугодиями. В близлежащих к площади пунктах имеются лесоразработки и торфодобыча для местных нужд. В восточной, юго-западной и северной частях месторождения расположены охранные зоны: Пихтовские пруды, Воткинский пруд и леса I категории, река Вотка. Кроме того, граница водоохранных зон составляет: Воткинский пруд - 500 метров, Пихтовские пруды - 300 метров, река Вотка – 200 метров. Бурение под охранные зоны в настоящее время затруднено из-за невозможности получить от государства разрешение на подготовку кустов, расположенных в этих зонах. Климат района умеренно-континентальный, с продолжительной зимой. Среднегодовая температура +2°С, морозы в январе-феврале иногда достигают – 40°С. Средняя глубина промерзания грунта 1,2 метра, толщина снегового покрова в марте достигает 60-80 сантиметров. Площадь месторождения связана с городом Ижевском железной дорогой Ижевск-Воткинск и шоссейной дорогой областного значения Ижевск-Воткинск-Шаркан. С рекой Камой месторождение связанно шоссейной дорогой Воткинск-Чайковский. Судоходство по крупнейшей водной магистрали Европейской части России реке Каме производится в течение 6-6,5 месяцев. Разберем подробно геолого-физическую характеристику Мишкинского месторождения. В турнейских отложениях обнаружено три залежи нефти, приуроченные трём структурам: Западному и Восточному куполам Воткинского и Черепановского поднятия. Промышленно-нефтеносным является пласт пористо-кавернозных известняков в кровле черепетского горизонта мощностью до 36 м. Наиболее высокая часть залежи нефти встречена на Воткинском поднятии, в скважине № 380 на отметке 1334 м. Залежь небольшого размера обнаружена в районе скважины №184 с наивысшей отметкой 1357 м. Отмечается наклон поверхности ВНК Западно-Воткинского купола в пределах 2-2,5 м. Поэтому ВНК принят на отметке 1356 – 1354 м. Высота залежи нефти на Западно-Воткинском куполе 32 м, размеры её около 8 х 5 км. На Восточно-Воткинском куполе среднее положение ВНК условно принимается на отметке 1358 м. Высота залежи на этом куполе в районе скважин №184 около 5 м, размеры её 3 х 1,5 км.На Черепановском поднятии ВНК условно принимается на отметке 1370 м. Высота залежи нефти этого поднятия 4,5 м, размеры её около 4,5 х 2 км. Наличие плотных прослоев прослеживаемых на большой площади и опробование прикупольных скважин №№ 211, 190, 191 доказывают слоисто-массивная строение. Турнейский ярус представлен известняками черепановского горизонта. Почти во всех скважинах в кровле турнейского яруса выделются прослои, как правило, одиночный пласт мощностью около 2 м, но в некоторых скважинах проявляется большее количество тонких пористых прослоев, число которых достигает 8. По турнейскому ярусу глубинная проба нефти была взята из скважины №336. Вязкость нефти в пластовых условиях по этой пробе составила 73,2 мПа*с. Плотность нефти 0,9139 г/см3. Поверхностные пробы нефти турнейского яруса были отобраны из 8 скважин. Средняя плотность нефти составляет 0,9224 г/см3 из 10 определений. Увеличенное содержание селикогелевых смол в среднем 22,6%. Содержание асфальтенов и парафина составляет в среднем 4,39% и 3,47% соответственно. В таблице 2.2.3 приведены показатели турнейского яруса. Таблица 2.2.3 – Показатели турнейского яруса
Вязкость нефти в пластовых условиях составила 73,2 мПа | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||