Помощь студентам в учебе
Применение горизонтальных скважин для интенсификации добычи нефти на примере Куюмбинского месторождения
|
Введение
1 Геологическая часть 6
1.1 Общие сведения о месторождении 6
1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения 9
1.3 Нефтегазоносность разреза 12
1.4 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов..24
1.5 Запасы нефти, газа, КИН 30
1.6 Осложняющие факторы геологического строения разреза 31
2 Технологическая часть 35
2.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения 35
2.2 Анализ проектных и фактических показателей разработки 37
2.3 Анализ реализации программы опытно-промышленных работ 43
2.4 Характеристика текущего состояния разработки 50
2.5 Анализ добывающего и нагнетательного фонда 53
3 Специальная часть 65
3.1 Горизонтальное бурение 65
3.2 Расчет и сравнение дебитов вертикальных и горизонтальных скважин
на Куюмбинском месторождении 68
3.3 Перспективы применения бурения горизонтальных скважин на
Куюмбинском месторождении 69
3.4 Конструкция и технология бурения горизонтальных скважин 76
4 Безопасность и экологичность проекта 83
4.1 Анализ потенциально опасных и вредных производственных факторов
при проведении работ 83
4.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению безопасности
работ 85
4.3 Санитарные требования к помещению и размещению используемого
оборудования 86
4.4 Обеспечение безопасности технологического процесса 88
4.5 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности 90
4.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях 91
4.7 Безопасность и экологичность проекта 92
Заключение 94
Список сокращений 96
Список использованных источников 92
1 Геологическая часть 6
1.1 Общие сведения о месторождении 6
1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения 9
1.3 Нефтегазоносность разреза 12
1.4 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов..24
1.5 Запасы нефти, газа, КИН 30
1.6 Осложняющие факторы геологического строения разреза 31
2 Технологическая часть 35
2.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения 35
2.2 Анализ проектных и фактических показателей разработки 37
2.3 Анализ реализации программы опытно-промышленных работ 43
2.4 Характеристика текущего состояния разработки 50
2.5 Анализ добывающего и нагнетательного фонда 53
3 Специальная часть 65
3.1 Горизонтальное бурение 65
3.2 Расчет и сравнение дебитов вертикальных и горизонтальных скважин
на Куюмбинском месторождении 68
3.3 Перспективы применения бурения горизонтальных скважин на
Куюмбинском месторождении 69
3.4 Конструкция и технология бурения горизонтальных скважин 76
4 Безопасность и экологичность проекта 83
4.1 Анализ потенциально опасных и вредных производственных факторов
при проведении работ 83
4.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению безопасности
работ 85
4.3 Санитарные требования к помещению и размещению используемого
оборудования 86
4.4 Обеспечение безопасности технологического процесса 88
4.5 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности 90
4.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях 91
4.7 Безопасность и экологичность проекта 92
Заключение 94
Список сокращений 96
Список использованных источников 92
Каждое месторождение нефти уникально и требует индивидуального подхода. Эту истину знает каждый нефтяник, занимающийся разработкой месторождений. В то же время каждое нефтяное месторождение проходит определенный жизненный цикл, состоящий из нескольких характерных этапов. От правильного выбора системы разработки, учитывающее множество факторов, присущих конкретному месторождению, зависят и длительность «жизненного» цикла месторождения, и достижение высокой выработки запасов нефти из продуктивных пластов.
Рациональная система разработки нефтяных и газовых месторождений должна обеспечить минимальное взаимодействие между скважинами, не приводящее к снижению суммарного дебита скважин, обеспечить наибольший коэффициент нефтеотдачи и минимальную себестоимость нефти.
Объектом исследования данной работы является Куюмбинское месторождение, открытое в 1973 г. параметрической скважиной № К-1.
За историю разработки месторождение претерпело несколько установленных сроков начала промышленной разработки. Пересматривалась структура пустотного пространства. Изменялись проекты промышленного обустройства, изменялись технологии бурения скважин. Все это отражалось в проектных документах разработки месторождения.
В настоящее время месторождение находится на этапе проведения опытно-промышленных работ с целью подготовки к промышленному освоению.
Промышленную разработку месторождения планируется начать в 2017г. Начнется I стадия разработки, которая характеризуется тем, что рост добычи нефти идет за счет ввода в разработку новых скважин из бурения. И поэтому на данном этапе актуальным моментом является рациональный выбор сетки, конструкции, техники и технологии бурения скважин.
Целью данной работы является поиск наиболее перспективных путей развития разработки Куюмбинского месторождения.
Для достижения данной цели поставлены следующие задачи:
- анализ состояния разработки Куюмбинского месторождения;
- анализ проектных и фактических показателей разработки;
- анализ перспективности применения бурения горизонтальных скважин на Кюмбинском месторождении;
- оценка экономической эффективности применения горизонтального бурения.
В работе проведен анализ основных показателей разработки на период 2012 - 2014гг. В спецчасти и в геологической части - в том числе на 2017г.
Применение бурения горизонтальных скважин рассмотрено как один из методов интенсификации добычи нефти и увеличения полноты её извлечения из недр. Для обоснования правильности выбора этого метода проведен сопоставительный анализ промысловой информации горизонтальных и находящихся рядом наклонно-направленных скважин.
В работе освещены вопросы обеспечения промышленной и экологической безопасности проекта на рассматриваемый период.
Рациональная система разработки нефтяных и газовых месторождений должна обеспечить минимальное взаимодействие между скважинами, не приводящее к снижению суммарного дебита скважин, обеспечить наибольший коэффициент нефтеотдачи и минимальную себестоимость нефти.
Объектом исследования данной работы является Куюмбинское месторождение, открытое в 1973 г. параметрической скважиной № К-1.
За историю разработки месторождение претерпело несколько установленных сроков начала промышленной разработки. Пересматривалась структура пустотного пространства. Изменялись проекты промышленного обустройства, изменялись технологии бурения скважин. Все это отражалось в проектных документах разработки месторождения.
В настоящее время месторождение находится на этапе проведения опытно-промышленных работ с целью подготовки к промышленному освоению.
Промышленную разработку месторождения планируется начать в 2017г. Начнется I стадия разработки, которая характеризуется тем, что рост добычи нефти идет за счет ввода в разработку новых скважин из бурения. И поэтому на данном этапе актуальным моментом является рациональный выбор сетки, конструкции, техники и технологии бурения скважин.
Целью данной работы является поиск наиболее перспективных путей развития разработки Куюмбинского месторождения.
Для достижения данной цели поставлены следующие задачи:
- анализ состояния разработки Куюмбинского месторождения;
- анализ проектных и фактических показателей разработки;
- анализ перспективности применения бурения горизонтальных скважин на Кюмбинском месторождении;
- оценка экономической эффективности применения горизонтального бурения.
В работе проведен анализ основных показателей разработки на период 2012 - 2014гг. В спецчасти и в геологической части - в том числе на 2017г.
Применение бурения горизонтальных скважин рассмотрено как один из методов интенсификации добычи нефти и увеличения полноты её извлечения из недр. Для обоснования правильности выбора этого метода проведен сопоставительный анализ промысловой информации горизонтальных и находящихся рядом наклонно-направленных скважин.
В работе освещены вопросы обеспечения промышленной и экологической безопасности проекта на рассматриваемый период.
В рамках настоящей работы дана характеристика Куюмбинского месторождения, проанализированы состояние разработки месторождения на 01.01.2013г и рассмотрены перспективы его развития.
Начало буровых работ и промышленного освоения месторождения напрямую зависят от сроков ввода в эксплуатацию системы транспорта нефти. В настоящий момент, реализация транспортной инфраструктуры на месторождении возможна не ранее 2016 года. Именно на этот срок расчитана реализация программы ОПР.
В период выполнения программы ОПР сбыт добываемой продукции планируется осуществлять локальным потребителям в пределах Эвенкийского муниципального района.
Промышленная разработка месторождения планируется с 2017 г. Предполагается размещение горизонтальных скважин (длина ГС - 700 м) по квадратной сетке 1000х1000 м. Бурение наклонно-направленных нагнетательных скважин, предполагается осуществлять так же по квадратной сетке с расстоянием 2830х2830 м, формируя обращенные девятиточечные элементы с нагнетательной скважиной в центре и чередуя их с девятиточечными элементами, в центре которых размещена горизонтальная добывающая. Предполагаемая технология реализуется на основе размещения горизонтальных стволов в одном уровне нефтенасыщенного разреза.
Система воздействия формируется на основе наклонно-направленных нагнетательных скважин, которые вводятся под нагнетание без отработки на нефть. Технология реализации системы ППД подразделяется на зоны насыщения: водонефтяная зона - закачка попутно добываемой воды в подошвенную часть разреза (ниже уровня ВНК); водонефтегазовая - закачка попутно добываемой воды в подошвенную часть разреза (ниже уровня ВНК),
В зоне с пониженной проницаемостью и повышенной плотностью запасов предусмотрено бурение двухствольных горизонтальных скважин и перевод под закачку добывающих ГС после достижения обводненности продукции 98% с формированием нагнетательных рядов.
Максимальный уровень добычи нефти достигается в 2033 году и составляет около 10 млн. т, добычи жидкости в 2040 году - около 23 млн. т.
Разработка газоконденсатной шапки предполагается с 2034 года, после отбора 80% запасов нефти подгазовой зоны, переводом 75 нефтяных скважин в добывающий газовый фонд и бурением 10 газовых скважин. Максимальный уровень добычи газа газовых шапок и конденсата в 2039г.
Анализ показал низкие значения коэффициентов эксплуатации скважин и выявил характерные особенности их динамического поведения, что имеет следующие причины:
- на дату анализа на месторождении нет условий для круглогодичной эксплуатации скважин;
- существующая система наземного обустройства, сбора и транспорта продукции не позволяет наращивать объемы годовых отборов нефти.
Начало буровых работ и промышленного освоения месторождения напрямую зависят от сроков ввода в эксплуатацию системы транспорта нефти. В настоящий момент, реализация транспортной инфраструктуры на месторождении возможна не ранее 2016 года. Именно на этот срок расчитана реализация программы ОПР.
В период выполнения программы ОПР сбыт добываемой продукции планируется осуществлять локальным потребителям в пределах Эвенкийского муниципального района.
Промышленная разработка месторождения планируется с 2017 г. Предполагается размещение горизонтальных скважин (длина ГС - 700 м) по квадратной сетке 1000х1000 м. Бурение наклонно-направленных нагнетательных скважин, предполагается осуществлять так же по квадратной сетке с расстоянием 2830х2830 м, формируя обращенные девятиточечные элементы с нагнетательной скважиной в центре и чередуя их с девятиточечными элементами, в центре которых размещена горизонтальная добывающая. Предполагаемая технология реализуется на основе размещения горизонтальных стволов в одном уровне нефтенасыщенного разреза.
Система воздействия формируется на основе наклонно-направленных нагнетательных скважин, которые вводятся под нагнетание без отработки на нефть. Технология реализации системы ППД подразделяется на зоны насыщения: водонефтяная зона - закачка попутно добываемой воды в подошвенную часть разреза (ниже уровня ВНК); водонефтегазовая - закачка попутно добываемой воды в подошвенную часть разреза (ниже уровня ВНК),
В зоне с пониженной проницаемостью и повышенной плотностью запасов предусмотрено бурение двухствольных горизонтальных скважин и перевод под закачку добывающих ГС после достижения обводненности продукции 98% с формированием нагнетательных рядов.
Максимальный уровень добычи нефти достигается в 2033 году и составляет около 10 млн. т, добычи жидкости в 2040 году - около 23 млн. т.
Разработка газоконденсатной шапки предполагается с 2034 года, после отбора 80% запасов нефти подгазовой зоны, переводом 75 нефтяных скважин в добывающий газовый фонд и бурением 10 газовых скважин. Максимальный уровень добычи газа газовых шапок и конденсата в 2039г.
Анализ показал низкие значения коэффициентов эксплуатации скважин и выявил характерные особенности их динамического поведения, что имеет следующие причины:
- на дату анализа на месторождении нет условий для круглогодичной эксплуатации скважин;
- существующая система наземного обустройства, сбора и транспорта продукции не позволяет наращивать объемы годовых отборов нефти.