Курсовая ВЧНГ. Курсовой ВЧНГ. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений
 Скачать 2.11 Mb.
|
|
3.4. Патент RU 2330156 C1 способ разработки нефтяной залежи многозабойными скважинами В основу настоящего изобретения положена задача обоснования способа разработки нефтяной залежи многозабойными скважинами с эффективной системой вытеснения нефти к забоям многозабойных добывающих скважин. Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ разработки включает разбуривание нефтяной залежи по площадной системе размещения скважин, в качестве добывающих используют многозабойные скважины, для поддержания пластового давления в качестве рабочих агентов применяют воду и/или газ, отличается тем, что размеры элемента площадной системы размещения скважин принимают изначально большими по сравнению с традиционными, стволы многозабойной добывающей скважины размещают на боковых гранях элемента площадной системы разработки, нагнетательную скважину сооружают также в варианте многозабойной, ее размещают в центре площадного элемента разработки, стволы многозабойной нагнетательной скважины направляют в сторону углов площадного элемента разработки. Способ осуществляют следующим образом. -Создают сначала 3D геологическую, а затем 3D гидродинамическую модель рассматриваемой нефтяной залежи. -На основе вариантных прогнозных гидродинамических расчетов на исходных позициях предлагаемого способа разработки определяют размеры элемента площадной системы разработки. Ибо на размеры элемента оказывают влияние коллекторские свойства пласта и флюидальная модель пластовой нефти. Кроме того, на размерах элемента сказываются технологические ограничения . По определению многозабойные добывающие скважины должны отличаться высокой дебитностью. Однако реальная величина дебита не может превосходить пропускную способность лифтовых труб и/или производительность оборудования для механизированной добычи нефти. -Установив размеры элемента площадной системы разработки, составляют проектный документ на освоение ресурсов рассматриваемой нефтяной залежи. После утверждения проектного документа осуществляют разбуривание залежи и обустройство промысла. -Добывающие скважины сооружают в варианте многозабойных. Стволы многозабойной скважины размещают на боковых гранях площадного элемента системы разработки. -Нагнетательную скважину сооружают также в варианте многозабойной. Устье ее размещают в центре площадного элемента системы разработки, а стволы многозабойной нагнетательной скважины направляют в сторону углов площадного элемента системы разработки. -Траектории стволов многозабойной добывающей скважины определяют из анализа следующих двух альтернативных вариантов размещения кустовых площадок. Первый вариант Схематично он представлен на рис.4. Достоинства его заключаются в том, что с кустовых площадок А и С забуривают две многозабойные скважины с четырьмя стволами, включая два ствола на примыкающие площадные элементы системы разработки. На рис.4 начало их траекторий помечены точками. При этом траектории стволов я вляются простыми. Недостаток состоит в том, что количество кустовых площадок здесь равняется полуторам (площадка В и две четвертинки площадок А и С). Второй вариант Схематично этот вариант дан на рис.5. Достоинством его является то, что здесь сооружают одну кустовую площадку. Осложняющими факторами этого варианта являются более сложные траектории стволов скважин, а также их общая протяженность. Пример реализации предлагаемого способа Предположим, на рассматриваемой нефтяной залежи выделен водоплавающий участок размерами 2,5 км х 2,5 км, который необходимо ввести в разработку. Применительно к выбранному участку исследованию подвергнуты альтернативные площадные системы разработки, схематично изображенные на рис.4-7. При этом рис.6 и 7 характеризуют традиционные подходы, а рис.8 и 9 вариантно отражают предлагаемый способ разработки рассматриваемого участка нефтяной залежи. Добывающие скважины эксплуатируются при забойном давлении 200 атм. Забойное давление в нагнетательных - не выше 450 атм при компенсации отбора жидкости закачкой воды. Прогнозные расчеты ограничиваются временем 15 лет. Исходные данные для расчета приведены в табл.10. Таблица 10 - Исходные данные для расчета
Результаты расчетов для четырех альтернативных вариантов разработки приводятся в табл.11. Они выполнены в 3D двухфазной постановке. Таблица 11 - Результаты прогнозных расчетов
Данные о количестве скважин или горизонтальных стволов, а также количестве кустовых площадок в табл.11 приводятся из условия, что рассматриваемый участок является элементом симметрии общей системы разработки месторождения. Анализ результатов прогнозных расчетов позволяет отметить следующее. Количество эксплуатационных скважин (добывающих + нагнетательных) в предлагаемом способе разработке многократно ниже по сравнению с традиционными подходами. Соответственно многократно сокращается потребное число кустовых площадок. При этом такие технологические показатели разработки, как коэффициент извлечения нефти (КИН) и водонефтяной фактор (ВНФ) в рассматриваемых вариантах 1,2 и 4, различаются не очень существенно. Преимущество второго варианта достигается ценой существенно большего ВНФ, а также количества эксплуатационных скважин. Имеющие место различия в величинах КИН и ВНФ могут быть существенно сокращены за счет оптимизации длин стволов в многозабойных добывающих и нагнетательных скважинах. Однако такая цель перед авторами заявки не стояла. Таким образом, выполненные сопоставительные расчеты подтверждают эффективность предлагаемого способа разработки нефтяной залежи многозабойными скважинами. Тем более, что принятые геометрические параметры многозабойных добывающих и нагнетательных скважин не превышают достигнутый уровень буровых работ.  Недостатки способа: Несмотря на использование горизонтальных скважин плотность сетки скважин мало отличается от вариантов с вертикальными скважинами. Это означает, что потребное число скважин по-прежнему оказывается значительным. Количество кустовых площадок равняется количеству нагнетательных скважин, то есть число таких площадок велико. Следовательно, значительны затраты на их сооружение, а также на соответствующую инфраструктуру. Поэтому значительны и воздействия на окружающую среду. На одну вертикальную нагнетательную скважину приходятся две половинки горизонтальных добывающих скважин и четыре четвертинки таких же скважин. То есть, на одну вертикальную нагнетательную скважину приходятся две горизонтальные добывающие скважины. Нетрудно видеть, что в этом случае недоиспользуются продуктивные характеристики горизонтальных добывающих скважин. 3.5. Способы борьбы с осложнениями при эксплуатации многозабойных скважин Из анализа патентных источников предлагаются следующие требования к более совершенному техническому решению. система применима в нисходящих скважинах и не может быть использована в скважинах с направлением горизонтальной части стволов вверх по отношению к основному стволу; сложная технология выполнения работ и применение специального оборудования; возможность аварийных ситуаций при вхождении в стволы; упрощение конструкции, связанная с большим количеством узлов и деталей; устройство не позволяет производить изоляцию интервала водопритока, а лишь отключает его; устройство не позволяет производить отключение интервалов водопритока в открытых стволах многозабойной горизонтальной скважины. геофизический прибор не защищен от механических повреждений в процессе спуско-подъемных операций, что может вывести его из строя; устройство предназначено для проведения геофизических исследований в горизонтальном стволе скважины, но не позволяет производить геофизические исследования открытых стволов многозабойных горизонтальных скважин. 4. Организационно-экономическая часть: Обоснование экономической эффективности по проведению ГТМ Для определения экономической эффективности от ГТМ на скважинах месторождения, на основе полученных технологических параметров, был произведен расчет экономической эффективности от применения данного метода добычи нефти. 4.1 Расчёт экономической эффективности проведения ГТМ Проведём расчёт эффективности производства пластов на Верхнечонском месторождении. Экономическая эффективность пластов в нефтяных добывающих скважинах определяется: Рассчитывается так называемая условно-переменная часть эксплутационных затрат на 1 тонну дополнительно добытой нефти после ГТМ. Эта часть затрат включает в себя затраты на энергию по извлечению, подготовку, сбор и транспорт нефти, затраты на поддержание пластового давления путём нагнетания воды и геологоразведочные работы. Определяется разница между отпускной ценой 1 тонны нефти и условнопеременной частью затрат на 1 тонну дополнительно добытой нефти в рублях; эта цифра умножается на весь объём дополнительно добытой нефти и получается экономия по добыче нефти. Затем определяются затраты на проведение ГТМ, включающие стоимость подготовительно-заключительных работ и стоимость работ связанных с непосредственным закачиванием жидкости под давлением в скважину (стоимость работы спецтехники и другого вспомогательного оборудования, химреагентов, проппанта и т. д.). Разность между экономией по добыче нефти и затратами на проведение ГТМ - экономическая эффективность ГТМ. Таблица 12 - Исходные данные
Таблица 13 - Исходные данные для расчета экономической эффективности
Таблица 14 - Расчет экономической эффективности проекта
Окончание таблицы 14 Таблица 14 - Расчет экономической эффективности проекта
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||