Дипломная (вкр): Разработка Юрчукского месторождения

Рисунок Распределение плотности активных запасов. Юрчукское месторождение. Пласты Тл+Бб

Оценка выработки запасов нефти по разрезу выполнена по результатам потокометрических исследований скважин. В скважинах, где совместно вскрыты пласты Тл2-а и Бб, доля пласта Бб в формировании добычи составляет в среднем 96,3 %. В нагнетательных скважинах, вскрывших одним фильтром пласты Тл2-а и Бб, так же как и в добывающих, отмечается более активная работа бобриковского пласта, нежели тульского. В скважинах, где перфорацией вскрыт только пласт Бб чаще в работу подключаются проницаемые прослои, приуроченные к нижней части интервалов перфорации.

Западный и северный участки поднятия

Основные запасы тульского пласта приурочены к западному борту северного поднятия. Анализ карт текущей и накопленной добычи, а так же плотности остаточных запасов показывает, что для выработки рассматриваемых участков необходимо увеличение числа добывающих скважин. В 2011 г. в на западном участке переводом с турнейско-фаменского объекта введена в эксплуатацию скв. № 883. На северном участке поднятия переводом с башкирского объекта введена в эксплуатацию скв. № 882. Скважины вступили в работу с дебитом 16,6 т/сут и 18,6 т/сут практически безводной нефти, по состоянию на 01.01.2013 г. значения дебитов составляют 6,2 и 20,1 т/сут соответственно.

Центральный (район скважин №№ 610, 742) участок поднятия

Добывающие скважины данного участка работают при сравнительно высоких дебитах. За последний год динамика пластового давления в этом районе была положительной (рис. 9.1.22). Для поддержания производительности скважин и создания основы для проведения мероприятий по интенсификации добычи рекомендуется повышение эффективности существующей системы ППД.

Северо-Восточной (район скважин №№ 853, 757) участок поднятия

В целом данный участок поднятия разрабатывается интенсивно (дебиты по нефти в скважинах №№ 757, 41, 765, 701 более 10 т/сут). Однако необходимо рассмотреть возможность интенсификации добычи. На взгляд авторов это можно реализовать за счет бурения боковых стволов из скважин, выполнивших свое назначение на других пластах. На данном участке отмечается отрицательная динамика пластового давления, следовательно, в перспективе (особенно при увеличении добывающего фонда) необходимо предусмотреть организацию дополнительного очага закачки.

Юго-Восточной (район скважин №№ 753, 733) участок поднятия

Данный участок поднятия разрабатывается характеризуется низкими остаточными запасами. Скважины №№ 28 и 733 обводняются пресной водой, что предположительно является следствием от закачки в скважину № 216.

При текущей разработке объекта оценена актуальность проектных решений, определено, что около 90 % предложений по использованию фонда для выработки запасов объекта возможно применить с корректировкой даты осуществления мероприятий.

С целью выделения зон с низкими темпами выработки запасов проведен анализ дебитов нефти в зависимости от остаточных извлекаемых запасов. Результатом проведенного анализа, является зависимость, представленная на рисунке.

Рисунок Сопоставление дебитов нефти скважин с ОИЗ. Тл-Бб объект

Анализируя рисунок сопоставления дебитов нефти с ОИЗ (рис. 4.5.2) можно сделать следующие выводы:

. Наибольшим значением остаточных извлекаемых запасов обладает скважина № 883, работающая с дебитом нефти 6,2 т/сут;

. Скважины №№ 734, 76, 867, 883, 883 имеют ОИЗ более 40 тыс. т и дебиты нефти менее 10 т/сут

Разработку Южного поднятия (в пределах лицензионного участка) согласно действующего ПТД предусмотрено вести на естественном режиме. Для увеличения интенсивности разработки в проектной документации предложено бурение бокового ствола. В настоящее время ЗАО «Кама-ойл» ведет разбуривание центральной части Южного поднятия. Согласно проектному документу предусмотрена организация системы ППД, соответственно существующая отрицательная динамика пластового давления скважин северного участка Южного поднятия, возможно, изменится на положительную.

2.2.5 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

В добывающих скважинах в основном динамический уровень находится ниже 1100 м, что говорит о низких значениях забойных давлений.

Основная пятая часть фонда скважин по дебиту нефти относится к низкодебитным. Однако есть 6 скважин которые обеспечивают значительную часть добычи нефти с нашего объекта разработки.

Значительная часть скважин имеет дебиты по жидкости более 15 м3\сут, что позволяет их эксплуатировать с помощью центробежных насосов.

Половина фонда скважин имеет обводненность менее 30%

Практически все скважины эксплуатируются с помощью электроцентробежных насосов. При этом значительная часть фонда скважин работает в периодическом режиме. Поэтому далее можно рассмотреть мероприятия по изменению технологических режимов работы скважин путем замены насосов.

2.3 Выбор и обоснование (совершенствования) проектируемого технического решения для увеличения нефтеотдачи пластов

При анализе разработки залежи нефти в тульских и бобриковских отложениях Юрчукского месторождения выявлены области с запасами нефти не вовлеченными в процесс дренирования. Соответственно необходимо обосновать мероприятия по вовлечению данных запасов в разработку. В настоящее время для обоснования мероприятий и прогноза их технологического эффекта пользуются геолого-гидродинамическими моделями.

Основными целями строительства боковых стволов являются следующие:

повышение нефтеотдачи разрабатываемых объектов в результате уплотнения сетки скважин;

повышение текущей добычи нефти путем восстановления действующего фонда скважин бурением боковых стволов из нерентабельных скважин, находящихся в бездействии, в консервации и ликвидированных по техническим причинам (аварии, прихват НКТ при цементировании и т.д.);

вовлечение в разработку залежей нефти в выше и ниже залегающих продуктивных отложениях;

увеличение темпов разработки линзовидных залежей, вскрытых недостаточным количеством скважин;

вовлечение в разработку залежей нефти, совпадающих в плане лишь частично с основной, практически полностью выработанной;

Наиболее целесообразным является использование технологий бурения боковых стволов на поздней стадии разработки месторождений в связи с тем, что к этому времени на эксплуатационные объекты уже пробурена значительная часть основного и резервного фонда, а запасы выработаны не полностью. При этом величина остаточных запасов зачастую настолько мала, что бурение новых вертикальных скважин на них просто нерентабельно.

Боковые стволы могут использоваться для добычи нефти в большинстве залежей, за исключением рыхлых, сильно трещиноватых и обваливающихся пород, в которых затруднено бурение даже вертикальных скважин.

Геолого-физические условия эффективного применения БС:

нефтяные залежи с трудноизвлекаемыми запасами;

залежи с коллекторами, имеющими естественную вертикальную трещиноватость или разломы;

пласты с высокой неоднородностью, особенно по вертикали;

пласты с карстовыми или кавернозными образованиями;

линзовидные пласты;

пласты с малой толщиной;

пласты с несцементированными песчаниками.

После строительства бокового ствола их можно эксплуатировать с помощью штанговых насосов с канатными штангами (рис.)

Рис. Штанговый насос с канатными штангами

Требования к техническому состоянию скважин

Согласно РД 39-00147275-057-2000, исходя из требований охраны недр и окружающей среды, не допускается строительство боковых стволов по техническому состоянию основных стволов скважин:

скважины с негерметичными, либо ремонтированными эксплуатационными колоннами, кроме случаев замены труб на новые;

скважины с затрубной циркуляцией;

скважины с отсутствием цемента в интервале забуривания бокового ствола;

скважины с отсутствием цемента за кондуктором, если высота подъема цемента за эксплуатационной колонной не перекрывает его.

Для получения исходных данных, необходимых для оценки технического состояния и составления плана работ по забуриванию боковых стволов, необходимо провести следующие работы:

проверить герметичность эксплуатационной колонны опрессовкой;

с целью оценки глубины интервалов цементного кольца и его качества исследовать скважины акустической цементометрией;

проверить наличие затрубной циркуляции термометрией (ВЧТ).

Определение технического состояния скважины производится в следующей последовательности. В первую очередь в скважину спускается шаблон соответствующего диаметра и отбивается забой скважины. После чего записывается ВЧТ и АКЦ. При положительных результатах интервал исследуется на приемистость и заливается цементным раствором под давлением с учетом установления цементного моста. После ОЗЦ цементный мост (искусственный забой) проверяется спуском НКТ и разгрузкой ее. После чего колонна подвергается опрессовке давлением, рассчитанным в зависимости от диаметра колонны и срока ее эксплуатации. Записываются показания локатора муфт для выбора места вырезания «окна» для забуривания бокового ствола.

Бурение боковых стволов на Юрчукском месторождении производится, в основном, в скважинах, находящихся в бездействии: наблюдательных, пьезометрических, ожидающих ликвидации, со сложной аварией в основном стволе скважины, нерентабельных ввиду истощения запасов нефти.

Бурение боковых стволов возможно в скважинах, удовлетворяющих этим требованиям.

В гидродинамической модели построена суммарная карта плотности остаточных подвижных запасов по тульско-бобриковскому объекту, на которой видны области наиболее перспективные для планирования ГТМ (рисунок ниже). Это центральная часть в районе скв. № 16 и №№ 743. Именно в эти районы предлагается пробурить боковые горизонтальные стволы с проложением до 1000м, с целью выработки остаточных запасов. Пробурить боковые стволы предлагается из двух скважин №№ 16, 743. Предлагаемое местоположение боковых стволов показано на (Рис.).

Рисунок Распределение плотности активных запасов. Юрчукское месторождение. Пласты Тл+Бб

2.5 Определение технологической эффективности при реализации технического решения

Результаты строительства боковых стволов на тульско-бобриковских объектах месторождений севера Пермского края приведены в табл. Средний прирост дебита нефти составил около 20 т/сут.

Таблица Результаты строительства боковых стволов

При реализации варианта разработки с бурением боковых стволов на скв. №№ 16 и 743, на период 10 лет можно достигнуть превышение добычи нефти по сравнению с текущим вариантом на 190 тыс. т.

Разработанный вариант является технологически эффективным, его экономическая эффективность будет рассчитана далее.

Таблица

Рис. Прогнозируемая добыча нефти по скв. 16 по годам

.5.1 Требования к выбору скважин для бурения боковых стволов

Перед тем, как начать работы по зарезке и бурению наклонно-направленных и горизонтальных боковых стволов скважин (БС) с целью интенсификации системы разработки месторождений, увеличения коэффициента извлечения нефти из продуктивных пластов и фондоотдачи капиталовложений разрабатывается регламент.

Все виды работы по строительству БС представляются следующими основными этапами:

выбор основных стволов для заданных скважин;

выбор интервала вырезания «окна» в эксплуатационной колонне;

расчет профиля скважины;

вырезание «окна» в эксплуатационной колонне;

бурение бокового ствола;

обсаживание пробуренного ствола эксплуатационной колонны;

работы по освоению скважины.

При выборе скважин для бурения из них боковых стволов, необходимо исходить из текущих характеристик эксплуатации скважины, технического состояния эксплуатационной колонны, качества ее крепления, фактического пространственного положения ствола скважины:

эксплуатационная колонна должна быть опрессована на 100 атм. в течении 30 минут, падение давление не более 5 атм., эксплуатационная колонна должна быть опрессована снижением уровня;

необходимо провести гироскопическую инклинометрию;

При этом следует руководствоваться следующими основными требованиями:

пространственное положение интервала забуривания должно быть оптимальным с точки зрения экономической целесообразности (величина отхода точки забуривания до начала эксплуатационного забоя должна быть минимальной, но не менее величины определяемой допустимой интенсивностью искривления бокового ствола), максимальный отход от точки забуривания до начала эксплуатационного забоя обусловливается техническими характеристиками буровой установки и вероятной глубиной забуривания;