Результаты в условиях разработки нефтяных месторождений Удмуртии

Решение о конверсии добывающей скважины в разветвленную с горизонтальным одним или нескольким стволами в интервале продуктивной части залежи нефти принимается обычно на поздней стадии разработки месторождения, когда эксплуатация ее становится нерентабельной, но в разрезе эксплуатируемого пласта имеются пропластки с невыработанным запасом нефти.

При этом ставится главная задача избавиться от высокой обводненности скважины и повысить нефтеизвлечение за счет более тщательного изучения остаточных запасов наличия невыработанных участков залежи и др. условий.

Кроме перечисленных выше требований к выбору вертикальных скважин для зарезки боковых стволов проводится тщательное изучение самой конструкции скважины и ее состояния для оценки возможного осуществления запланированных мероприятий. Исследуется качество крепления скважины на герметичность заколонного пространства. При наличии заколонных перетоков, источников обводнения и др. неисправностей принимается решение о проведении ремонтных работ или отказе от намеченных мероприятий по зарезке второго ствола. При благоприятном исходе определяется состояние подземного и наземного оборудования, проводятся профилактические мероприятия по удалению возможных солевых и смолопарафиновых отложений, осуществляется шаблонирование ствола скважины. Только после осуществления полного комплекса мероприятий приступают к вырезанию окон в эксплуатационной колонне. Высота окон зависит от профиля искривленного участка и обычно не превышает 6-7 м, т.е. не превышает расстояние между муфтами. Проверка вырезанного интервала на соответствие проекту осуществляется геофизическими методами с использованием малогабаритных каверномеров и муфт-локаторов. Бурение второго ствола производится как правило, радиусом 110-120 м с набором зенитного угла до 80-90 градусов и проходкой по продуктивному пласту нисходящим профилем.

При выборе скважин для бурения БГС, помимо перечисленных выше критериев, определяющую роль имеют параметры технического и технологического плана: формирование горизонтального ствола в разрезе нефтенасыщенного пласта длина горизонтального ствола, размещение горизонтальных стволов по площади залежи в зависимости от степени выработки запасов , текущие дебиты нефти, обводненность скважин и их состояние плотность сетки скважин, наличие целиков нефти и невыработанных пропластков и др. В первую очередь следует рассматривать скважины, находящиеся в пьезометрическом фонде, в консервации, в бездействии в связи с предельной обводненностью и нерентабельностью их эксплуатации из-за низкого дебита.

Перед началом БГС необходимо проводить комплекс исследований по выявлению обводненного пласта с привлечением аналогичной информации по соседним добывающим и нагнетательным скважинам. Необходимо учитывать не только прямые геолого-промысловые исследования, но и реализованные системы заводненния, определяющие направления фильтрационных потоков и положение невыработанных целиков нефти. При этом в карбонатных коллекторах следует учитывать трещиноватость и проницаемость.

Для геологических и технологических условий разработки черепетской залежи Мишкинского месторождения при зарезке БГС особое внимание следует обращать на поиск невыработанных зон как по площади так и по разрезу продуктивного пласта. При этом необходимо учитывать, что процесс разработки черепетского объекта протекает весьма сложно. В связи с высокой трещиноватостью карбонатного коллектора происходит подтягивание подошвенных вод к забоям добывающих скважин в виде конусов обводнения. Разработка объекта, к тому же, ведется при площадном термополимерном заводнении. В этих условиях обводнение скважин происходит наиболее интенсивно как пластовыми так и закачиваемыми водами. Невыработанные предполагаемые зоны по разрезу следует связывать с кровельной частью продуктивного пласта по площади - с участками между добывающими скважинами, не захваченными фильтрационными потоками закачиваемых вод. По мере увеличения объемов закачки невыработанные по площади участки залежи будут уменъшатъся. С учетом представленной модели обводнения продуктивного пласта можно определить следующие критерии бурения БГС:

- БГС следует бурить в обводненных скважинах;

- БГС можно бурить как параллельно стволу обводненных скважин, так и перпендикулярно к нему в зависимости от формы целика нефти;

- длину горизонтального ствола ограничить 50-100 м и размещать его строго в средней части между забоями обводнившихся скважин в целях предупреждения быстрого его обводнения за счет подтягивания конусов пластовой и закачиваемой воды;

- горизонтальный ствол бурить в кровельной части продуктивного пласта.

На башкирский объект Чутырско-Киенгопского месторождения критерии бурения БГС в основном те же, за исключением размещения БГС в разрезе продуктивной части залежи. БГС должен формироваться в той части продуктивного разреза, которая по результатам промысловых исследований не вырабатывается. Как правило, это верхняя пачка пластов А_4-1, А_4-2, А_4-3.

Бурение БГС осуществляется на пяти месторождениях: Мишкинском, Ельниковском, Чутырско-Киенгопском, Гремихинском и Ельниковском. Всего в эксплуатации находится 48 БГС. Основной объем реализован на Мишкинском месторождении. На 1.01.98г. эксплуатируется 15 БГС со среднесуточным отбором нефти 145,5 т/сут. при обводненности 24,8 %. Средний дебит БГС - 9,7 т/сут., по вертикальному стволу - 0,2 т/сут. с обводненностью 83%.Срок окупаемости 1,27 года.

В дополнении к технологической схеме черепетского объекта разработаны основные критерии размещения БГС по разрезу продуктивного пласта и по площади залежи. Тот факт, что по БГС получены высокие дебиты нефти при невысокой обводненности, свидетельствует о правомочности выбранных критериев.

На втором месте по технологической и экономической эффективности бурения БГС башкирский объект Чутырско-Киенгопского месторождения. Наиболее удачно пробурены БГС на Чутырской площади. Текущий дебит одного ствола 8,6 т/сут против 0,3 по вертикальному стволу. Окупаемость 1,1 года. По Киенгопской площади текущий дебит несколько ниже - 3,7 т/сут. по вертикальным скважинам.

Литература: Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти. – Самара: Кн. изд-во, 1998

3 Кто и когда спроектировал первый нефтепровод (его диаметр, длина, производительность)?

Еще в 1863 году Д.И. Менделеев высказал мысль о целесообраз­ности перекачки нефти по трубам, а в 1879 году В.Г. Шухов, как уже отмечалось, спроектировал и построил первый в России неф­тепровод с Бала хан инс кого нефтепромысла на нефтеперегонные заводы длиной 10 км, диаметром 3" по заказу братьев Нобель.

Одним из наиболее удачных решений братьев Нобель в обустройстве своих нефтяных промыслов стало строи­тельство первого в России 10-километрового нефтепровода про­изводительностью 1280 тони в сутки от Балахапинских промы­слов до керосинового завода в Черном городе. Все расчеты и со­оружения произвел В.Г. Шухов. Это новшество не всеми было воспринято. Местные возницы, занимающиеся перевозками в де­ревянных бочках нефти с промыслов на заводы и керосина к мор­ским причалам, а также изготовители бочек восприняли новше­ство как покушение на свои заработки.

Билет № 29

Поиск по сайту: