АННОТАЦИЯ 2
СПИСОК ИЛЛЮСТРАЦИЙ 5
СПИСОК ТАБЛИЦ 9
СПИСОК ОБОЗНАЧЕНИЙ И СОКРАЩЕНИЙ 14
ВВЕДЕНИЕ 16
1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 18
1.1. Общие сведения о залежи №12 Ромашкинского месторождения 18
1.2. Характеристика геологического строения залежи №12 Ромашкинского месторождения 19
1.3. Характеристика коллекторских свойств продуктивных пластов залежи №12 Ромашкинского
месторождения 24
1.4. Состав и физико-химические свойства флюидов по залежи №12 Ромашкинского месторождения 26
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 31
2.1. Краткая характеристика технологических показателей разработки залежи №12
Ромашкинского месторождения 31
2.2 Технико-эксплуатационная характеристика фонда добывающих скважин на залежи №12
Ромашкинского месторождения 35
2.3 Технико-эксплуатационная характеристика горизонтальных скважин эксплуатируемых на
залежи №12 Ромашкинского месторождения. Анализ проблемы обеспечения работы горизонтальной части ствола скважины 48
2.4 Анализ технических и технологических мероприятий регулирования выработки запасов на
залежи №12 Ромашкинского месторождения при использовании горизонтальных скважин 61
2.5 Обзор технологий управляемой выработки 66
2.6. Анализ показателей работы скважины залежи № 12 до и после применения технологии управляемой выработки в горизонтальной скважине. Обоснование применения технологии управляемой выработки в горизонтальной скважине для интенсификации добычи нефти на залежи №12 Ромашкинского месторождения 68
2.7 Критерии и выбор фонда скважин для применения технологии управляемой выработки в горизонтальных скважинах в целях интенсификации добычи нефти на залежи №12 Ромашкинского месторождения 73
2.8. Рекомендации по дальнейшему применению технологии управляемой выработки запасов в ГС для интенсификации добычи нефти на залежи №12 Ромашкинского месторождения 76
3. РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ 78
3.1. Расчет технологической эффективности мероприятий по интенсификации добычи нефти по
изменению коэффициента продуктивности 78
3.2. Расчет потенциально возможного дебита скважины с горизонтальным окончанием ствола по
формулам Борисова, Джоши, Гигера, Григулецкого 84
3.3. Расчет глубинно-насосного оборудования для эксплуатации скважин после проведения
предлагаемого метода интенсификации добычи нефти 90
4. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 125
4.1. Анализ технико-экономических показателей ранее внедренных мероприятий 125
4.2. Методика расчета экономической эффективности от внедрения новой техники и технологии 127
4.3. Расчет экономической эффективности от внедрения технологии управляемой выработки в
горизонтальной скважине 134
5. РАЗДЕЛ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНА ТРУДА 142
5.1 Основные опасные и вредные факторы при разработке нефтяных месторождений 142
5.2. Техника безопасности при проведении рекомендуемых мероприятий 144
5.3. Охрана окружающей среды 147
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 151
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 153
ПРИЛОЖЕНИЕ А 155
ПРИЛОЖЕНИЕ Б 166
Купить

Современный этап развития нефтедобывающей промышленности России характеризуется усложнением условий добычи нефти и газа. Большинство нефтяных месторождений страны вступили в завершающую стадию разработки; ухудшается структура запасов нефти в балансе нефтегазодобывающих предприятий; происходит падение добычи и рост обводненности добываемой продукции. Новые месторождения, как правило, характеризуются сложным геологическим строением и высокой неоднородностью. Их разработка стандартными методами воздействия с использованием вертикальных скважин (ВС) является, зачастую, нерентабельной и технологически неоправданной.
Одним из перспективных направлений является внедрение технологий бурения горизонтальных скважин, которые обеспечивают рост дебитов и повышение эффективности разработки по сравнению с вертикальными скважинами. Однако, несмотря на неоспоримые преимущества, эксплуатация горизонтальных скважин вызывает ряд проблем. Во-первых, зачастую фактическая производительность горизонтальных скважин оказывается существенно ниже прогнозной, определенной по известным аналитическим зависимостям или в результате гидродинамического моделирования, что приводит к нарушению проектных уровней добычи и к незапланированным экономическим затратам. Во-вторых, данные профилеметрии в неоднородном пласте показывают, что вдоль ствола горизонтальных скважин формируется неравномерный профиль притока флюида с чередованием зон высокой и низкой приточности. Нередки случаи, когда большая часть горизонтального ствола скважины вообще не работает. Неравномерность профиля притока является негативным фактором при разработке залежей с водо - и газонефтяными зонами, приводящим к локальным прорывам нецелевого флюида в высокопродуктивные интервалы горизонтальных скважин, неполной выработке запасов и, как следствие, к снижению нефтеотдачи пласта.
Как бы не было перспективно внедрение технологий бурения горизонтальных скважин, все же из-за неоднородности вскрываемого пласта- коллектора эффективность бурения горизонтальных скважин остается низкой. Свидетельством данного факта могут служить геофизические исследования скважин (ГИС) на профиль притока - в большинстве случаев, приток пластовой жидкости к горизонтальному стволу обеспечивается 30% ствола, соответственно 70% ствола в разработке продуктивного пласта не участвует, что приводит к неравномерной и неполной выработке запасов нефти.
Поэтому важнейшим резервом в повышении эффективности горизонтальных скважин является реализация технологических решений, позволяющих разобщить на продуктивные участки горизонтальный ствол и вести регулируемый (управляемый) отбор пластовой жидкости.

Купить