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.
|
 с. Плотность нефти 0,9139 г/см3. Газовый фактор 7,0 м3/т. объёмный коэффициент 1,01. Поверхностные пробы нефти турнейского яруса были отобраны из 8 скважин. Средняя плотность нефти составляет 0,9224 г/см3. Увеличенное содержание селикогелевых смол 17,4 - 36,6% (среднее 22,6%). Содержание асфальтенов и парафина составляет в среднем 4,39% и 3,47% соответственно.Минерализация вод турнейского яруса равна 279,2 г/л; S – 68; SO4/Cl – 100-0,32; В – 728 мг/л; J – 13 мг/л; В2О3 – 169 мг/л. Вода отложений турнейского яруса резко отличается от вод яснополянских отложений, что говорит об изолированности водоносных пластов горизонта. Воды турнейского яруса сильно минерализованы. Для них характерны высокие содержания кальция 19%, эквивалентный коэффициент Cl-Na/Mg выше 3; SO4/Cl – 100-0,12*0,25. Содержание брома 552-706 мг/л; йода 11-14 мг/л; NH4 79-89 мг/л; В2О3 39-84 мг/л; калия 1100 мг/л; стронция 4300 мг/л; лития 5 мг/л. Таблица 2.2.4 – Физико-химические свойства нефти в пластовых условиях
Таблица 2.2.5 – Физико-химические свойства газа
Таблица 2.2.6 – Физико-химические свойства пластовых вод
В экономическом отношении район сельскохозяйственный, большая часть занята пашнями, а склоны оврагов покрыты травянистой растительностью и кустарниками. Промышленность: легкая, машиностроительная, металлургическая концентрируется в городе Воткинске. Имеются предприятия по лесоразработки и торфодобычи. Воткинский район располагает месторождениями строительных материалов: кирпичные глины, песчано-гравийные смеси, строительного песка. Добычу нефти из Мишкинского месторождения ведет Воткинское нефтегазодобывающее управление. Водозабор для целей поддержания пластового давления расположен на реке Сива. Источник энергоснабжения — подстанция 220/110/35/6 кВ «Сива». Подготовка нефти осуществляется на установка подготовки нефти №2 «Мишкино», которая расположена на территории Мишкинского месторождения. Мишкинское месторождение находится в благополучной территории для добычи нефтяных и газовых месторождений. Вышеописанные проблемы по добыче нефти на санитарно-заповедных зонах присущи для каждого месторождения, одним из выходов данной ситуации бурение бокового горизонтального ствола. Таким образом, рассмотрев турнейский ярус Мишкинского месторождения и оценив его по основным геологическим критериям по которым принимают решение о переходе на разработку БГС, пласт подходит для бурения, так как он мощный и выдержанный по толщине, представляет собой массивную залежь. Также турнейский ярус обладает наиболее благоприятным соотношением проницаемости, пористости и пластового давления, что обеспечит хороший приток к забою скважины и более полную выработку залежи. Мощный пласт по толщине является предпочтительным для бурения БГС, поскольку в нем наименьшая вероятность того, что при бурении горизонтальная часть сможет не попасть в данный пласт. Кроме того, бурение БГС в залежах малой мощности будет нерентабельно из-за быстрой выработки пласта. 2.2 Анализ технологических показателей разработки Мишкинского месторождения Мишкинское месторождение открыто в 1966 г., введено в промышленную разработку в 1973г. По состоянию на 01.01.2017 года на месторождении пробурено 1429 скважин, из них 5 скважин находятся не на балансе ОАО «Удмуртнефть» (10Р, 15Р, 16Р - ликвидированные, 14Р, 131Р – в консервации, все на верейском объекте). На балансе ОАО «Удмуртнефть» 1424 скважины, из них в добывающем фонде 945 скважин: - на верейском объекте – 515 (из них: 36 ОРЭ с башкирским, 6 ОРЭ с визейским, 1 ОРЭ с турнейским, 1 ОРЗД с визейским (№390));- на башкирском объекте – 331 (из них: 103 ОРЭ с верейским, 12 ОРЭ с визейским, 15 ОРЭ с турнейским,1 ОРЗД с визейским (№308)); на визейском объекте – 147 (из них: 18 ОРЭ с турнейским, 1 ОРЭ с башкирским, 1 ОРЭ с верейским); на турнейском – 156 (из них: 11 ОРЭ с визейским, 1 ОРЗД с визейским (№375)), из них в бездействии находится 67 скважин (плюс 1 в ожидании освоения, всего 68): на верейском объекте – 44, (плюс 1 в ожидании освоения, всего 45), на башкирском объекте – 15 (из них: 4 ОРЭ с верейским), на визейском объекте - 9, на турнейском объекте - 4, (из них: 1 ОРЭ с визейским, 1 ОРЗД с визейским (№375). В нагнетательном фонде 277 скважин (плюс 3 ОРЗД, всего 280): на верейском объекте - 178, (из них: 1 ОРЗ с башкирским), на башкирском объекте – 78, (из них: 16 ОРЗ с верейским), на визейском объекте – 35, (плюс 3 ОРЗД: №308, №390, №375, всего 38), на турнейском объекте - 3, из них в бездействии находятся 13 скважин (плюс 1 ОРЗД, всего 14): на верейском объекте - 2, на башкирском объекте - 4, на визейском объекте – 6 (плюс 1 ОРЗД: №375, всего 7), на турнейском объекте - 1, наблюдательных - 22 скважины: на верейском объекте - 15, на башкирском объекте - 5, на визейском объекте - 0, на турнейском - 2, пьезометрических - 45 скважин: на верейском объекте - 31, на башкирском объекте – 14 (из них: 3 совместно с верейским), на визейском объекте - 2, на турнейском объекте - 1, в консервации - 54 скважины: на верейском объекте - 39, на башкирском объекте - 10, на визейском объекте - 2, на турнейском - 3, ликвидированных - 36 скважин: на верейском объекте - 17, на башкирском объекте - 7, на визейском объекте - 4, на турнейском - 5, на серпуховском - 3, поглощающих - 45 скважин (серпуховский). Добыча нефти ведется механизированным способом. В промышленной эксплуатации находятся четыре объекта разработки - верейский, башкирский, визейский и турнейский. Каширский объект в разработку не вводился (залежи каширского горизонта находятся в НРФ). По состоянию на 01.01.2017 г. в целом из залежей месторождения с начала разработки добыто 37860,7 тыс.т нефти или 58,5% от НИЗ, жидкости – 190014,5 тыс.т. Текущий КИН составил 0,239. Накопленная закачка – 134969,5 тыс.м3, накопленная компенсация отборов закачкой – 75,5%. В добыче за всю историю разработки участвовало 1325 скважин, средний отбор нефти на одну скважину - 28,6 тыс.т, жидкости - 143,4 тыс.т. За 2016 год добыто: 846,4 тыс.т нефти (1,3% от НИЗ), 11807,6 тыс.т жидкости. Средняя обводненность составила 92,8%. Средний дебит скважин по нефти составил - 3,0 т/сут, по жидкости - 41,4 т/сут. Основные показатели состояния разработки месторождения на 01.01.2017г. приведены в таблице 2.2.1. Таблица 2.2.1 – Показатели разработки Мишкинского месторождения
Продолжение таблицы 2.2.1
Динамика основных показателей разработки Мишкинского месторождения в целом приведена на рисунке 2.2.2., и в приложение Б.
Мишкинское месторождение относится к числу низкопродуктивных по большинству объектов разработки в связи с неблагоприятными геолого- физическими параметрами пластов и нефтей. Нефть имеет повышенную вязкость по I, II и III объектам, и высокую по IV. Верейский, башкирский и турнейский объекты представлены залежами с карбонатными, кавернозно- трещиноватыми высоко расчленёнными коллекторами. Разработка их в условиях традиционных методов с закачкой воды протекает весьма неэффективно. Происходит опережающее обводнение добывающих скважин закачиваемой и пластовой водой. Основная площадь Мишкинского месторождения охвачена треугольной сеткой с расстояниями между добывающими и нагнетательными скважинами 500 метров (7-точечный элемент). Северо-западная и западная части месторождения разбурены по уплотненной сетке 250×500 метров (13-точечный элемент). По состоянию на 01.01.2017 года в целом по месторождению добыто 28 649 тысяч тонн нефти. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,127. В 2017 году фактическая добыча нефти составила 994 тысяч тонн. Все объекты Мишкинского месторождения разрабатываются с применением искусственного поддержания пластового давления. Реализованы площадные системы заводнения на I, II и III объектах. Основным агентом закачки является пресная вода. На IV объекте проводится промышленный эксперимент по закачке раствора полимера и воды. Опытные работы по закачке горячей воды на II объекте, проводимые с 1987 года, прекращены по техническим причинам (обычная конструкция нагнетательной скважины не позволяет использовать в качестве агента горячую воду). Эксперимент по закачке горячей воды на двух элементах III объекта, предусмотренный в технологической схеме, не осуществлялся.[1] По состоянию на 01.01.2017 год на месторождении числится 1298 скважин. Из них 879 добывающих (806 действующих), 244 нагнетательных (224 действующих), 26 поглощающих скважин. Характеристика фонда скважин приведена в таблице 5. Таблица 2.2.3 - Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2017 года
Продолжение таблицы 2.2.3
Таким образом, большинство добывающих скважин (76,92 %) работает с дебитами по нефти менее 5 тонн/сутки, что связано с низкой продуктивностью месторождения. Это подтверждается и распределением скважин по дебитам жидкости (48,78 % фонда работает с дебитами жидкости менее 10 тонн/сутки); все скважины добывающего фонда обводнены, 23,2% скважин работают с обводненностью выше 90%. 2.3 Анализ показателей эксплуатации скважин с БГС на Мишкинском месторождении Для анализа эксплуатационных показателей скважин с боковыми горизонтальными стволами Мишкинского месторождения взяты десять скважин с боковыми стволами с 2015 по 2017 годы [31]. Таблица 2.3.1 – Скважины с БГС Мишкинского месторождения
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
