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

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 не рентабельной, 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 мд.е. не превышает расстояние между муфтами. Проверка вырезанного интервала на соответствие проекту осуществляется геофизическими методами с использованием малогаборитных 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.

Для вскрытия окна в 146 мм эксплуатационной колонне применяется труборез конструкции БашНИПИнефть и бурильные трубы диаметром 73 мм. Скорость вращения трубореза 38-40 об/мин. При наличии рекомендуется применять труборез американской фирмы. Бурение в интервале набора зенитного угла проводилось с помощью КНБК долотом диамнтром 120,6 мм и объемным двигателем диаметром 95 мм с изменяющимся углом перекоса произвлдства США. При этом также использовалась телесистема и вертлюг фирмы "Радиус", бурильные трубы диаметром 73 мм. При бурении участка стабилизации производилось вращение инструмента при угле перекоса на двигателе не более 0,87 градусов с обязательным контролем момента вращения на роторе.

При зарезке бокового ствола (разбуривание цемента) промывку осуществляли на соленой воде удельного веса 1140-НбОкг/ куб м. После зарезки скважину промывали с целью удаления цементного шлама и др.механических примесей качественным полимерсолевым раствором с параметрами: плотность 1100-1140 кг/м в кубе,растекаемость 23-25 с,водоотдача 3-7 куб.см/30 мин.Очистку прмывочной жидкости от выбуренной породы осуществляли гравитационным способом в двух последовательно соединенных емкостях объемом по 30 куб.м.

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_; плотностъ 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 бурения бокового горизонтального ствола(БГС) необходимо проводить комплекс исследований по выявлению обводненного пласта с привлечением аналогичной информации по соседним добывающим и нагнетательным скважинам. Необходимо учитывать не только прямые геологопромысловые 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 учнтывать, 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 паралельно 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.

Бурение БГС осуществляется на пяти месторождениях: Мншкинском, Ельни-ковском,Чутыро-Киенгопском, Гремихинском и Ельниковском. Всего в эксплуатации находится 48 БГС. Основной обьем реализован на Мишкинском месторо-ждении. На 1.01.98г. эксплуатируется 15 БГС со среднесуточным отбором нефти 145,5 т/сут при обводненности 24,8 %. СредииЙ 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 иэкономической 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 дебти несколько ниже - 3,7 т/сут по вертикальным скважинам.

3 Кто и в каком году построил первый в мире нефтеочистительный завод?

В 1745 году архангельский купец Федор Прядунов построил первый в мире нефтеперегонный за­вод, на котором получали осветительную жидкость, названную керосином. До 1000 пудов (пуд равен 16 кг) керосина в год от­правляли в Москву, но в тот период осветительная жидкость пока не нашла большого спроса.

В 1823 году на Кавказе вблизи крепости Моздок крепостные крестьяне братья Дубинины соорудили завод по перегонке нефти. На этом перегонном заводе получили светлую прозрачную осве­тительную жидкость - фотоген (от греческого слова «фотос» -свет, «гениао» - произвожу), а в остатке - густую грязно-черную жидкость. За остатком закрепилось арабское слово «маклузат» -отброс, которое со временем преобразовалось в слово «мазут».

Билет № 21

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

Начальные извлекаемые запасы нефти в залежи равны произведению величин начальных балансовых запасов и конечного коэффициента извлечения нефти.

Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности .

Наряду с конечным коэффициентом извлечения нефти определяют текущий коэффициент извлечения, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным балансовым запасам.

Значения коэффициентов извлечения нефти, а следовательно и величина извлекаемых запасов по месторождению или залежи зависит от геолого-физических характеристик и неоднородности продуктивных пластов, научного уровня и обоснованности принимаемых проектных решений по технологии разработки и технике добычи нефти, экономических нормативов и критериев эффективности разработки, требований рационального использования природных, материальных и людских ресурсов, охраны недр и окружающей среды .

Метод заводнения начался с применением законтурного заводнения, при котором вода нагнетается в скважины , расположенные в водоносной части пласта, в дали от внешнего контура нефтеносности . Было обнаружено, что законтурное заводнение эффективно не во всех случаях, поэтому был переход на ряде залежей к приконтурному заводнению, когда вода нагнетается в скважины, расположенные в периферийной приконтурной зоне залежи .

Внедрение метода заводнения началось с применения законтурного заводнения, при котором нагнетается в скважины , расположенные в водоносной части пласта ,вдали от внешнего контура нефтеносности . Однако уже вскоре было обнаружено ,что законтурное заводнение эффективно не во всех случаях и что оно не обеспечивает нужной степени воздействия на залежи с большой площадью нефтеносности и на залежи с существенно неоднородным строениемпластов.

Следующим шагом в развитии заводнения был переход к приконтурному заводнению ,когда вода нагнетается в скважины , расположенные в периферийной приконтурной зоне залежи. Приближение таким образом искусственного контура питания к зоне отбора повышало возможности метода заводнения.

Новые методы разработки по виду применяемого процесса можно подразделить на следующие группы:

физико-химические методы – вытеснение нефти водными растворами химических реагенов ( полимеров, кислот , щелочей) , мицеллярными растворами и др.;

теплофизические методы – нагнетание в пласты теплоносителей – горячей воды или пара;

термохимические методы – применение процессов внутрипластового горения нефти – “сухого”, влажного или сверхвлажного, в том числе с участием щелочей, оксидата и др.;

методы вытеснения нефти смешивающимися сней агентами – растворителями, углеводородными газами под высоким давлением.

В отличии от заводнения каждый из новых методов может быть эффективно применен лишь в определенных геолого-физических условиях. Поэтому при введении того или иного нового метода важно выбрать соответствующие эксплуатационные объекты.

Заводнение с использованием химических реагенов. Эта группа новых методов основана на нагнетании в продуктивные пласты водных растворов химических веществ с концентрацией 0,02 – 0,2 % . Растворы нагнетаются в объеме пустот залежи для создания оторочки, вытесняющей нефть. Затем оторочку перемещают путем нагнетания в пласт обычной воды , называемой в этом слцчае рабочим агентом. С их помощю может быть существенно расширен диапазон значений вязкости пластовой нефти ( вплоть до 50- 60 мПа*с ), при котором возможно применение методов воздейсствия , основанных на заводнении. Применение методов в начальных стадиях разработки позволяет ожидать увеличение коэффициентовизвлечения нефти по сравнению с их величиной при обычном заводнении на 3- 10 %.

Вытеснение нефти водными расстворами полимеров.Наиболее приемлимым для этого процесса считается раствор полиакриламида ( ПАА) известкового способа нейтрализации. Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти: Мо= Мн / Мв. Это повышает усстойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения),способствуя улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объема залежи в разработку.

Метод рекомендуется для зялежей с повышенной вязкостью пластовой нефти – 10- 50 мПа * с. Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно низких темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при значительной проницаемости пород- коллекторв – более 0,1 мкм? . Благоприятны залежи с относсительно однородлным строением продуктивных пластов ,преимущественно порового типа.

Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ ПАВ.Наиболее применимыми считаются растворы неиногенных ПАВ типа ОП-10 . Судя по эксплуатационным данным , добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды : снижается поверхностное напряжение воды на границе с нефтью , уменьшается краевой угол смачивания и т.д. Метод рекомендуется для залежей с водонасыщенностью пласта не более 15 % ( с учетом способности реагента к селективной адсорбции на стенках водонасыщенных пустот породы) , при вязкости пластовой нефти 5-30 мПа * с, проницаемости пласта выше 0,03- 0,04 мкм?, температуре пласта до 70? С.

В настоящее время возможностей прироста коэффициентаизвлечения нефти от применения метода оценивают примерно в 3-5 %.

Вытеснение нефти мицелярными растворами. При этом методе в качестве вытесняющего агента в пласт нагнетают мицелярный раствор ( в объеме около 10 % от пустотного пространства залежи), узкую оторочку которого перемещают широкойоторочкой буферной жидкости – раствора полимера , а последнюю- рабочим агентом – водой. Состав мицелярного раствора : легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти , мицелярного раствора и буферной жидкости. Механизм процесса находится в стадии изучения.

Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицелярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещиноватых), относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Эти требования обусловлены тем , что при перемещении растворов по резко неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться его структура . Средняя проницаемость пластов желательна более 0,1 мкм? . Рекомендуемая вязкость пластовой нефти от 3 до 20 мПа *с, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обуславливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. Температура пластов не должна превышать 70-90 ? С. Допустимая глубина залегания пластов определяется теми же факторами, что и при вытеснении нефти растворами ПАА.

Теплофизические методы. Применение этих методов основано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителей применяют пар или горячую воду.

Вытеснение нефти паром. Метод рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей – более 40-50 мПа*с, для которых метод заводнения не пригоден. Применение метода позволяет достигать высокой величины коэффициента извлечения нефти- 0,4-0,6 , иногда более. Высокая эффективность метода обеспечивается благодаря снижению вязкости пластовой нефти, дистиллация нефти в зоне пара, гидрофилизации породы-коллектора вследствие расплавления и удаления со стенок пор смол иасфальтенов и другим явлениям. Выбор залежей с благоприятной для применения метода геологопромысловой характеристикой основывается главным образом на необходимости создания условий для минимальных потерь тепла при перемещении пара по скважине и затем по пласту. Глубина залегания пласта ограничивается примерно 1000 м, (для сведения В Удмуртии этот барьер преодолен) . Рекомендуемая нефтенасыщенная мощность- 10-40 м. При меньшей мощности резко возрастают потери тепла в породе, покрывающие и подстилающие продуктивный пласт. При чрезмерно большой мощности горизонта во избежание низкого охвата воздействием по вертикали возможно его расчленение на объекты. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны. Более благоприятны для процесса мономинеральные (кварцевые) песчаники , менее благоприятны- полимиктовые с обломками глинистых пород.

Применение метода эффективно при условии расстояний между скважинами не более 200-300 м.

Вытеснение нефти горячей водой. Этот метод может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти из залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в пласте Повышение коэффициента извлечения нефти обуславливается теми же факторами , что и при нагнетании пара. Однако рассматриваемый процесс менее эффективен, поскольку он обеспечивает воздействие на пласт меньшей ,чем при нагнетании пара , температуры для прогрева пласта, вследствие значительного отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти , требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды.

Метод применяется для залежей, по которым даже незначительное снижение температуры в процессе разработки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор.

Поиск по сайту: