Эффективность довыработки запасов нефти из обводненных скважин с помощью бурения БГС на примере Черновского месторождения
|
Введение 7
1 Геологическая часть 9
1.1 Общие сведения о месторождении 9
1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения 10
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов . 17
1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды 18
1.5 Запасы нефти, газа , КИН (утвержденное конечное и текущее значения).. 23
1.6 Осложняющие факторы геологического строения разреза на Черновском
месторождении 25
2 Технологическая часть 30
2.1 Текущее состояние разработки нефтяного месторождения 30
2.2 Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения 31
2.2.1 Сравнение утвержденных и фактических показателей 32
2.2.2 Анализ состояния фонда скважин 34
2.2.3 Анализ примененных методов, направленных на увеличение извлечения
нефти из пластов и интенсификации добычи нефти, на турнейском объекте Черновского месторождения 35
2.2.4 Анализ выработки запасов нефти
2.2.5 Анализ эффективности реализуемой системы разработки 38
3 Специальная часть 40
3.1 Выбор и обоснование проектируемого технического решения для
увеличения нефтеотдачи из пластов. 40
3.2 Литературный и патентный обзор известных технических решений по
разработке месторождений с использованием БГС 44
3.2.1 Определение критериев подбора для зарезки БГС 44
3.2.2 Подбор перспективных участков и скважин для зарезки боковых
3.3 Определение технологической эффективности при реализации технического решения 56
3.3.1 Исходные данные для определения технологической эффективности
зарезки БГС 56
3.2.2 Выбор метода определения технологической эффективности 57
3.3.3 Расчет технологической эффективности реализации БГС 64
3.3.4 Сравнение технологических показателей проектируемого
технологического решения с утвержденным вариантом 72
4 Экономическая часть 74
4.1 Определение экономической эффективности при реализации
проектируемого технического решения. 74
4.2 Исходные данные для расчета экономических показателей проекта 76
4.3 Расчет экономических показателей проекта 77
4.3.1 Платежи и налоги 77
4.3.2 Капитальные вложения 79
4.3.3 Эксплуатационные затраты 79
4.3.4 Выручка от реализации 82
4.3.5 Прибыль от реализации 83
4.3.6 Дисконтированный поток денежной наличности 84
4.3.7 Индекс доходности 84
4.3.8 Период окупаемости денежных средств 85
4.4 Экономическое обоснование проектного технологического решения 86
5 Безопасность и экологичность 87
5.1 Анализ потенциальных опасных и вредных производственных факторов
при проведении работ 87
5.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению безопасности
работ 89
5.3 Санитарно-гигиенические требования к помещениям и размещению
используемого оборудования 90
5.4 Обеспечение безопасности технологического процесса 92
5.5 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности 94
5.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях 95
5.7 Экологичность проекта 96
Заключение 98
Список использованных источников 100
1 Геологическая часть 9
1.1 Общие сведения о месторождении 9
1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения 10
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов . 17
1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды 18
1.5 Запасы нефти, газа , КИН (утвержденное конечное и текущее значения).. 23
1.6 Осложняющие факторы геологического строения разреза на Черновском
месторождении 25
2 Технологическая часть 30
2.1 Текущее состояние разработки нефтяного месторождения 30
2.2 Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения 31
2.2.1 Сравнение утвержденных и фактических показателей 32
2.2.2 Анализ состояния фонда скважин 34
2.2.3 Анализ примененных методов, направленных на увеличение извлечения
нефти из пластов и интенсификации добычи нефти, на турнейском объекте Черновского месторождения 35
2.2.4 Анализ выработки запасов нефти
2.2.5 Анализ эффективности реализуемой системы разработки 38
3 Специальная часть 40
3.1 Выбор и обоснование проектируемого технического решения для
увеличения нефтеотдачи из пластов. 40
3.2 Литературный и патентный обзор известных технических решений по
разработке месторождений с использованием БГС 44
3.2.1 Определение критериев подбора для зарезки БГС 44
3.2.2 Подбор перспективных участков и скважин для зарезки боковых
3.3 Определение технологической эффективности при реализации технического решения 56
3.3.1 Исходные данные для определения технологической эффективности
зарезки БГС 56
3.2.2 Выбор метода определения технологической эффективности 57
3.3.3 Расчет технологической эффективности реализации БГС 64
3.3.4 Сравнение технологических показателей проектируемого
технологического решения с утвержденным вариантом 72
4 Экономическая часть 74
4.1 Определение экономической эффективности при реализации
проектируемого технического решения. 74
4.2 Исходные данные для расчета экономических показателей проекта 76
4.3 Расчет экономических показателей проекта 77
4.3.1 Платежи и налоги 77
4.3.2 Капитальные вложения 79
4.3.3 Эксплуатационные затраты 79
4.3.4 Выручка от реализации 82
4.3.5 Прибыль от реализации 83
4.3.6 Дисконтированный поток денежной наличности 84
4.3.7 Индекс доходности 84
4.3.8 Период окупаемости денежных средств 85
4.4 Экономическое обоснование проектного технологического решения 86
5 Безопасность и экологичность 87
5.1 Анализ потенциальных опасных и вредных производственных факторов
при проведении работ 87
5.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению безопасности
работ 89
5.3 Санитарно-гигиенические требования к помещениям и размещению
используемого оборудования 90
5.4 Обеспечение безопасности технологического процесса 92
5.5 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности 94
5.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях 95
5.7 Экологичность проекта 96
Заключение 98
Список использованных источников 100
Нефтяные месторождения Удмуртии имеют сложное геологическое строение, пласты-коллекторы характеризуются низкой проницаемостью и пористостью. Объекты разработки нефтяных месторождений многопластовые, с высокой послойной и зональной неоднородностью, представлены чередованием в основном маломощных низкопроницаемых пропластков.
Продуктивные пласты-коллекторы относятся к поровому и порово-трещинному типу, более 80 % запасов нефти приурочено к карбонатным коллекторам. Глубина залегания продуктивных пластов 800-2300 м, нефтенасыщенные толщины пластов незначительные (1,0-10,0 м). Большинство нефтяных объектов имеют газовые шапки и обширные водонефтяные зоны. Около 70 % запасов относятся к трудноизвлекаемым, и это обусловлено следующими факторами: высокой вязкостью нефти; низкой проницаемостью коллекторов, а также их высокой послойной и зональной неоднородностью; малой эффективной толщиной пластов коллекторов; наличием подгазовых зон и маломощных нефтяных оторочек.
Основные разрабатываемые месторождения находятся в эксплуатации уже более 20 лет, поэтому имеют высокую выработанность запасов (44,3%) и более [31], высокую обводнённость (до 85 %) и находятся в стадии падающей добычи нефти. Структура остаточных запасов крайне неблагоприятная. На долю активных, находящихся в разработке запасов приходится 37 %. Остальные 63 % относятся к категории трудноизвлекаемых. Эффективная довыработка остаточных трудноизвлекаемых запасов требует внедрения принципиально новых технологий. Внедряемые в промышленных масштабах новые технологии нефтеотдачи, связанные с тепловыми и физико-химическими методами воздействия на продуктивные пласты, а также гидродинамические методы регулирования разработки, не решают в полной мере задачи
повышения эффективности добычи нефти из высокообводненных скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.
В связи с вхождением наиболее значимых по запасам месторождений республики в позднюю стадию разработки, остро встаёт вопрос о стабилизации добычи нефти на основе увеличения коэффициента нефтеизвлечения. Одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти, полноты ее извлечения из недр является разработка месторождений с применением горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов (ГС и БГС). Особую актуальность это приобретает для месторождений со сложным геологическим строением и на поздней стадии разработки.
В неоднородных коллекторах существует немало невыработанных пропластков, целиков и других зон, заблокированных по разным причинам. Применение ГС и БГС позволяет существенно улучшить технологические и экономические показатели разработки и обеспечить более высокие темпы нефтедобычи и увеличение нефтеотдачи на 10-15 % [12].
В целях успешности применения боковых горизонтальных стволов, Управлением геологии ОАО «Белкамнефть» проводится большая работа по выбору объектов и оценке критериев горизонтального бурения.
Основной целью данной работы является технико-экономическая оценка бурения боковых горизонтальных стволов (БГС) в обводнившихся скважинах Черновского нефтяного месторождения, эксплуатация которых, в ближайшей перспективе, станет не рентабельна. Тема весьма актуальна, так как число таких скважин во всем мире неуклонно растет.
Продуктивные пласты-коллекторы относятся к поровому и порово-трещинному типу, более 80 % запасов нефти приурочено к карбонатным коллекторам. Глубина залегания продуктивных пластов 800-2300 м, нефтенасыщенные толщины пластов незначительные (1,0-10,0 м). Большинство нефтяных объектов имеют газовые шапки и обширные водонефтяные зоны. Около 70 % запасов относятся к трудноизвлекаемым, и это обусловлено следующими факторами: высокой вязкостью нефти; низкой проницаемостью коллекторов, а также их высокой послойной и зональной неоднородностью; малой эффективной толщиной пластов коллекторов; наличием подгазовых зон и маломощных нефтяных оторочек.
Основные разрабатываемые месторождения находятся в эксплуатации уже более 20 лет, поэтому имеют высокую выработанность запасов (44,3%) и более [31], высокую обводнённость (до 85 %) и находятся в стадии падающей добычи нефти. Структура остаточных запасов крайне неблагоприятная. На долю активных, находящихся в разработке запасов приходится 37 %. Остальные 63 % относятся к категории трудноизвлекаемых. Эффективная довыработка остаточных трудноизвлекаемых запасов требует внедрения принципиально новых технологий. Внедряемые в промышленных масштабах новые технологии нефтеотдачи, связанные с тепловыми и физико-химическими методами воздействия на продуктивные пласты, а также гидродинамические методы регулирования разработки, не решают в полной мере задачи
повышения эффективности добычи нефти из высокообводненных скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.
В связи с вхождением наиболее значимых по запасам месторождений республики в позднюю стадию разработки, остро встаёт вопрос о стабилизации добычи нефти на основе увеличения коэффициента нефтеизвлечения. Одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти, полноты ее извлечения из недр является разработка месторождений с применением горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов (ГС и БГС). Особую актуальность это приобретает для месторождений со сложным геологическим строением и на поздней стадии разработки.
В неоднородных коллекторах существует немало невыработанных пропластков, целиков и других зон, заблокированных по разным причинам. Применение ГС и БГС позволяет существенно улучшить технологические и экономические показатели разработки и обеспечить более высокие темпы нефтедобычи и увеличение нефтеотдачи на 10-15 % [12].
В целях успешности применения боковых горизонтальных стволов, Управлением геологии ОАО «Белкамнефть» проводится большая работа по выбору объектов и оценке критериев горизонтального бурения.
Основной целью данной работы является технико-экономическая оценка бурения боковых горизонтальных стволов (БГС) в обводнившихся скважинах Черновского нефтяного месторождения, эксплуатация которых, в ближайшей перспективе, станет не рентабельна. Тема весьма актуальна, так как число таких скважин во всем мире неуклонно растет.
С учетом накопленного опыта бурения ГС и БГС на разных месторождениях, а также имеющегося опыта разработки Черновского месторождения, в данном проекте мы можем рассмотреть возможность эффективного применения указанной технологии на турнейском объекте месторождения с целью довыработки запасов нефти из участков пласта, слабо охваченных дренированием.
На основе произведенного анализа текущего состояния разработки месторождения были сделаны следующие основные выводы:
1. Разработка турнейского объекта протекает при сложных геологических
условиях: карбонатный разрез продуктивных пластов представлен
переслаиванием проницаемых пропластков и плотных пород, что указывает на существование застойных зон и невыработанных «целиков».
2. Основные фактические показатели разработки отстают от проектных значений; невыполнение проектных уровней добычи нефти связано преимущественно с меньшими дебитами.
3. По ряду скважин наблюдается прогрессирующий рост обводненности. Так, 2 скважины работают с обводненностью продукции 90-95 %, и еще 2 - с обводненностью более 95 %. Среднегодовая обводненность выше проектной на 2 % и составляет 80 %. Основной причиной высокой обводненности продукции является подтягивание краевых вод.
4. В то же время, выработанность запасов нефти составляет лишь 32,9%.
Для обеспечения проектной величины КИН и ее увеличения за счет увеличения охвата пласта дренированием, и, как следствие, довыработки имеющихся остаточных запасов нефти, было предложено пробурить боковые горизонтальные стволы из наиболее высокообводненных скважин, эксплуатация которых, в ближайшей перспективе, станет не рентабельна. На
основании анализа имеющихся промысловых данных и критериев успешности бурения БГС были выбраны скважины-кандидаты для осуществления проектируемого решения, произведена технико-экономическая оценка его эффективности.
В результате расчетов было показано, что применение проектируемого решения на турнейском объекте ведет к увеличению коэффициента охвата объекта дренированием на 26,6 % (с 0,676 д.ед. до 0,856 д.ед.), что, в свою очередь, влечет за собой рост КИН с 0,336 д.ед. до 0,425 д.ед. Таким образом, пробурив 3 БГС, можно добиться увеличения КИН более чем на четверть по сравнению с базовым. Учитывая, что текущий КИН держится на уровне 0,111 д.ед., проектируемое решение приведет к его увеличению почти в 4 раза.
Общая дополнительная добыча нефти за 20 лет эксплуатации БГС составит 377,9 тыс. т. При этом чистая прибыль от внедрения проектируемого решения за этот же срок будет равняться 843,5 млн. руб. Период окупаемости проекта -один год.
Таким образом, проект является жизнеспособным, поскольку обеспечивает эффективную довыработку остаточных запасов нефти, увеличивает коэффициент нефтеизвлечения за счет повышения охвата пласта дренированием, значительно продлевает рентабельный срок эксплуатации обводненных скважин.
На основе произведенного анализа текущего состояния разработки месторождения были сделаны следующие основные выводы:
1. Разработка турнейского объекта протекает при сложных геологических
условиях: карбонатный разрез продуктивных пластов представлен
переслаиванием проницаемых пропластков и плотных пород, что указывает на существование застойных зон и невыработанных «целиков».
2. Основные фактические показатели разработки отстают от проектных значений; невыполнение проектных уровней добычи нефти связано преимущественно с меньшими дебитами.
3. По ряду скважин наблюдается прогрессирующий рост обводненности. Так, 2 скважины работают с обводненностью продукции 90-95 %, и еще 2 - с обводненностью более 95 %. Среднегодовая обводненность выше проектной на 2 % и составляет 80 %. Основной причиной высокой обводненности продукции является подтягивание краевых вод.
4. В то же время, выработанность запасов нефти составляет лишь 32,9%.
Для обеспечения проектной величины КИН и ее увеличения за счет увеличения охвата пласта дренированием, и, как следствие, довыработки имеющихся остаточных запасов нефти, было предложено пробурить боковые горизонтальные стволы из наиболее высокообводненных скважин, эксплуатация которых, в ближайшей перспективе, станет не рентабельна. На
основании анализа имеющихся промысловых данных и критериев успешности бурения БГС были выбраны скважины-кандидаты для осуществления проектируемого решения, произведена технико-экономическая оценка его эффективности.
В результате расчетов было показано, что применение проектируемого решения на турнейском объекте ведет к увеличению коэффициента охвата объекта дренированием на 26,6 % (с 0,676 д.ед. до 0,856 д.ед.), что, в свою очередь, влечет за собой рост КИН с 0,336 д.ед. до 0,425 д.ед. Таким образом, пробурив 3 БГС, можно добиться увеличения КИН более чем на четверть по сравнению с базовым. Учитывая, что текущий КИН держится на уровне 0,111 д.ед., проектируемое решение приведет к его увеличению почти в 4 раза.
Общая дополнительная добыча нефти за 20 лет эксплуатации БГС составит 377,9 тыс. т. При этом чистая прибыль от внедрения проектируемого решения за этот же срок будет равняться 843,5 млн. руб. Период окупаемости проекта -один год.
Таким образом, проект является жизнеспособным, поскольку обеспечивает эффективную довыработку остаточных запасов нефти, увеличивает коэффициент нефтеизвлечения за счет повышения охвата пласта дренированием, значительно продлевает рентабельный срок эксплуатации обводненных скважин.