Бурение боковых горизонтальных стволов. Выбор скважины, обоснование экономическая оценка.

Патент был получен в 1997 г.

Кудинов, Богомольный, Дацик, Шайхутдинов, Просвирин. «Способ разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи».

Толщина пласта по Удмуртии – 3м.

По России – 4м.

США – 5 м.

Стоимость БГС – 14-16 млн.руб.

Сущность заключается в следующем: это связано с разработкой неоднородной многопластовой нефтяной залежи. Ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины из пластов. На поздней стадии разработки залежи останавливают, по крайней мере, 1 скважину, цементируют под давлением ранее перфорированные интервалы и устанавливают в скважине цементный мост с образованием нового искусственного забоя выше верхнего интервала перфорации. С глубины выше верхнего интервала перфорации бурят новый наклонный ствол с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов.

Новые забои располагают на расстоянии не менее 50 м от забоев ранее пробуренных. Плотность перфорации стволов в невыработанных пластах назначают согласно коллекторским свойствам пластов. Отбор нефти ведут из всех вскрытых пластов одновременно.

Осуществляют бурение дополнительного нового наклонного ствола из ствола остановленной скважины или нового ствола с переходом на горизонтальный ствол в одном из невыработанных пластов, или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов с расположением в различных вертикальных плоскостях горизонтальных и наклонных стволов в невыработанных пластах.

Это изобретение обеспечивает увеличение нефтеотдачи пласта за счет более полного охвата пласта воздействием и вовлечением в разработку ранее не работавших продуктивных пластов.

Для подбора скважины выбирают обводненную скважину, по которой не выработаны еще полностью запасы.

В скважине устанавливают цементный мост под Р≈10 МПа и выше «окна» производят бурение нового наклонного ствола скважины с переходом на горизонтальный ствол.

Основная цель – это довыработка запасов из обводненной скважины.

При выборе скважины для БГС необходимо учитывать 4 критерия:

· технологический

· технический

· геологический

· экономический

Технический – определяется, прежде всего, техническим состоянием скважины, то есть возможностью бурения БС.

Экономическая эффективность бурения БГС определяется снижением капитальных затрат на бурение новой вертикальной скважины.

Эффективность БГС определяется увеличением охвата пласта воздействием, что связано с большей площадью дренирования и большой площадью фильтрации по сравнению с вертикальной скважиной.

Таким образом, бурение БГС позволяет сократить нерентабельный фонд скважин, в ряде случаев вывести скважины из консервации и произвести довыработку запасов.

Билет № 21

Кто и когда изобрел двигатель внутреннего сгорания? Роль этого изобретения.

Около ста лет бензин оставался опас­ным и ненужным продуктом нефтепереработки. Но изобретение двигателя внутреннего сгорания русским изобретателем Огнесла-вом (Игнатием) Костовичем в 1879 году положило начало про­мышленному использованию бензина. Генри Форд построил первые автомобили с карбюраторными двигателями на бензине. Если в 1886 году в мире было четыре автомобиля, то в 1910 году их число возросло до 10 миллионов. Спрос на бензин значительно возрос.

Коэффициент нефтеизвлечения, текущий и конечный. Факторы, влияющие на конечный коэффициент нефтеизвлечения. Классификация методов увеличения конечного коэффициента нефтеизвлечения.

КИН – характеризует, какую часть запасов можно извлечь от геологических запасов.

Коэффициент извлечения нефти, газа, конденсата– это количество запасов н.г.конденсата, которое может быть извлечено при применении наиболее эффективных в данных геолого – физических условиях технологий и технических средств при выполнении оптимальных экономических показателей и соблюдении требований по охране недр и окружающей среды.

КИН может быть выражен как отношение добытой нефти к его балансовым запасам. КИН за все время разработки называется конечным, за некоторый промежуток времени – текущим.

Конечный КИН определяется с использованием покоэффициентного метода, основанного на определении ряда значений, влияющих на КИН, учитывающих геолого-физическую характеристику залежи и особенности предлагаемой к внедрению системы разработки.

КИН = Кохв.*Квыт.

На величину КИН оказывает влияние:

- геолого-физическая характеристика разрабатываемого объекта

- физико-химические свойства нефти

- система разработки и объект воздействия.

Кохв. определяется расчетным путем и зависит от плотности сетки скважин, от соотношения числа добывающих к нагнетательным скважинам. Отношение объёма пустотного пространства, вытесняемого объектом к общему объёму пространства коллекторов изучаемого объекта, содержащего нефть. Он характеризует долю пород-коллекторов, охватываемых процессом фильтрации, при данной системе разработки.

Квыт. определяется в лабораторных условиях. Отношение количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной промывке объема пустотного пространства коллектора, в который проникает вода, к начальному количеству балансовых запасов в этом объёме. Он показывает предельную величину нефтеизвлечения, кот. Можно достигнуть с помощью данного рабочего агента.

В соответствии с принятой классификацией (РД 1533900796) в настоящее время методы увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов делятся на 5 групп:

- тепловые

- газовые

- химические

- физические

- гидродинамические

Иногда 2, 3 и 4 группы объединяют под название физ-хим методы.

К группе тепловых методов относится:

а) паротепловое воздействие на пласт

б) внутрипластовое горение

в) вытеснение нефти горячей водой

г) пароциклические обработки скважин.

К группе газовых методов относится:

а) воздействие на пласт УВ газом

б) воздействие двуокисью углерода

в) воздействие азотом, дымовыми газами.

К группе химических методов относится:

а) вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы)

б) вытеснение нефти растворами полимеров и другими загущающими агентами

в) вытеснение нефти щелочными растворами

г) кислотами

д) композициями химических реагентов (в т.ч. мицелярные растворы)

е) совместное воздействие на ПЗП

ж) микробиологическое воздействие.

К группе физических методов относится:

а) электромагнитное воздействие

б) волновое воздействие на пласт

в) ГРП

г) ГС

К группе гидродинамических методов относится:

а) вовлечение в разработку недренируемых запасов

б) барьерное заводнение на г.н.залежах

в) нестационарное (циклическое) заводнение

г) ФОЖ

д) ступенчато-термальное заводнение.

По Гремихинскому месторождению

- на естественном режиме КИН = 0,12

- при заводнении 0,2

- при закачке горячей воды 0,29

- ИДТВ 0,37

- ИДТВП 0,4

- ТЦВП 0,45

Эффективность МУН определяется путем сравнения фактических показателей с вариантом базового метода разработки объекта до применения МУН.

Вариант базового метода разработки обосновывается в технологической схеме. Обычно режим истощения пластовой энергии является базовым вариантом для объектов, разрабатываемых тепловыми методами и в ряде случаев при закачке в пласт УВ газа.

Для объектов, разрабатываемых физическими, химическими и газовыми методами, базовым вариантом является процесс заводнения.

При определении эффективности применении МУН на стадии текущей разработки объекта за базовый вариант принимается метод, который применялся на этом месторождении до начала применения анализирующего МУН.

Интенсификация – воздействие на ПЗП и вмещающие ее флюиды с целью:

- увеличения приемистости нагнетательных скважин и продуктивности добывающих скважин

- увеличение качества добываемой продукции (снижение обводненности).

Классификация – гидродинамическая, тепловая, газовая, химическая (физ-хим).

Поиск по сайту: