Краткая геолого-физическая характеристика туймазинского нефтяного месторождения

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

На тему:

"Проектирование технологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м"

 

 

Введение

 

Одним из элементов понятия оптимальности систем разработки нефтяных месторождений является достижение максимально возможной и экономически оправданной величины нефтеотдачи пластов.

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки, с точки зрения обеспечения полноты выработки запасов во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной. Средний конечный коэффициент нефтеотдачи по данным ряда специалистов по всем месторождениям мира не превышает 0,34 – 0,39. Это означает, что если не применять принципиально новые методы улучшения выработки запасов, то около 65% начальных запасов нефти останутся неизвлеченными.

Разработка Нижнесортымского месторождения характеризуется постепенным ухудшением технико-экономических показателей процесса добычи по мере истощения запасов нефти. Поэтому в последние годы на месторождениях широко внедряются новые методы увеличения нефтеотдачи пластов.

Одним из наиболее перспективных способов повышения коэффициента извлечения нефти на поздней стадии разработки Нижнесортымского месторождения является бурение боковых стволов из старого фонда скважин.

С одной стороны, только стоимость бурения бокового ствола из добывающей скважины обходится на 30 – 70% дешевле бурения новой скважины. С другой стороны, бурение боковых стволов, направленных на нефтенасыщенные зоны пласта, позволяет охватить фильтрацией застойные зоны и избежать обустройства скважины и строительства новых выкидных линий и промысловых трубопроводов.

На поздних стадиях разработки месторождений эксплуатация части скважин с высокой обводненностью продукции и выработанностью запасов в зонах дренирования становится нерентабельной. Растет число малодебитных, высокообводненных и простаивающих скважин. Восстановление бездействующего фонда при этом будет обходиться в 1,5 – 2,5 раза дешевле, чем бурение новых скважин. В условиях отсутствия инвестиций эта технология может оказаться эффективным средством интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.

 

Краткая геолого-физическая характеристика туймазинского нефтяного месторождения

Общие сведения о районе

 

Туймазинское месторождение расположено в юго-западной части Башкортостана на территории Туймазинского района в 180 км от г. Уфы. Месторождение открыто в 1937 году. С вводом его в промышленную разработку Туймазинский район из сельскохозяйственного превратился в один из крупнейших промышленных районов Башкортостана. На территории месторождения вырос г. Октябрьский с населением 115 тысяч жителей. Основными населенными пунктами, кроме г. Октябрьского, являются г. Туймазы, поселок Серафимовский, станция Уруссу и другие. Ближайшей железной дорогой является линия Уфа-Ульяновск. Ближайший магистральный нефтепровод Усть-Балык – Уфа – Альметьевск.

В географическом отношении изучаемая территория представляет холмистую равнину, расчлененную на отдельные гряды сетью речек, крупных и мелких оврагов. Основной водной артерией является река Ик – левый приток реки Камы.

Климат района континентальный, абсолютная максимальная температура воздуха – плюс 40 ^оС, а минимальная – минус 40 ^оС. Снежный покров достигает 1,5 м, глубина промерзания почвы 1,5–2 м.

Основными полезными ископаемыми являются нефть и строительные материалы. Последние представлены глиной, песком, известняком, песчаником и гравием. Некоторые глины пригодны для приготовления глинистого раствора, необходимого для бурения скважин.

 

Начальные и текущие запасы

 

В начальных балансовых запасах продуктивных объектов Туймазинского месторождения числится 678,7 млн. тонн нефти, из них извлекаемых – 352,8 млн. тонн. В таблице 2 показано распределение запасов по продуктивным горизонтам.

 

Таблица 2. Структура запасов и их распределение по продуктивным объектам, млн. т

Запасы	Объект
DΙV	DΙΙΙ	DΙΙ	DΙ	D3^fm	C1^t	C1^bb
Балансовые: – в нефтяной зоне – в водонефтяной зоне	2,5 - 2,5	2,1 - 2,1	119,7 57,6 62,1	397,2 288,6 108,6	6,8 6,8 -	46,6 25,1 21,5	103,9 82,5 21,4
Извлекаемые: – в нефтяной зоне – в водонефтяной зоне	0,8 - 0,8	0,7 - 0,7	63,4 37,1 26,3	239,8 192,9 46,9	2,0 2,0 -	6,0 3,0 3,0	34,3 28,1 6,2
Проектный коэффициент извлечения нефти, доли ед.	0,422	0,401	0,523	0,608	0,315	0,151	0,363

 

Самым крупным по величине запасов является пласт DΙ, начальные извлекаемые запасы по которому составляют 68,3% от запасов всего месторождения. В продуктивном пласте DΙΙ сконцентрировано около 18% начальных извлекаемых запасов, 11% запасов приурочено к терригенной толще нижнего карбона.

С начала разработки по Туймазинскому месторождению добыто 324,569 млн. т нефти или 92,3% от извлекаемых запасов.

Остаточные извлекаемые запасы по Туймазинскому месторождению составляют 38,04 млн. тонн. При существующих темпах отбора запасов (1,4%) и годовом уровне добычи нефти в пределах 540 – 545 тыс. тонн достижение проектного коэффициента извлечения нефти возможно через 69 лет.

Остаточные запасы нефти в продуктивных объектах Туймазинского месторождения сосредоточены:

– в застойных зонах однородных пластов – 19%;

– в линзах, вскрытых недостаточным числом скважин – 16%;

– в виде пленочной нефти – 30%;

– вблизи зон замещения коллекторов (непроницаемые экраны) – 8%.

В таблице 3 показана структура и распределение остаточных запасов по продуктивным пластам.

Остаточные запасы определены по значениям начальных балансовых и извлекаемых запасов и значениям суммарных отборов по этим запасам на 01.01.2004 года (таблица 9).

Таблица 3. Остаточные запасы нефти по продуктивным объектам на 01.01.2004 года, млн. т

Запасы нефти	Объект
DΙ	DΙΙ	Девон	C1^t	C1^bb	D3^fm
Балансовые	166,03	60,81	229,98	43,11	73,04	6,58
Извлекаемые	10,32	3,72	14,62	1,13	6,47	1,78
Коэф. извлечения нефти, %	57,70	49,20	55,90	7,51	29,7	3,29

 

Как видно, на Туймазинском месторождении остаточные запасы нефти значительны. Поэтому с целью их доизвлечения и интенсификации добычи нефти на месторождении требуется проведение мероприятий по совершенствованию системы разработки продуктивных объектов, особенно на объектах с низкими значениями текущих коэффициентов нефтеотдачи и уровней добычи нефти, но имеющих значительные запасы нефти. Традиционные методы разработки объектов Туймазинского месторождения на поздних стадиях и существующая на текущий момент плотность сетки скважин не обеспечивают полноты выработки запасов из тупиковых участков, застойных зон, линз и полулинз. Это особенно актуально при разработке широких водонефтяных зон девонских пластов, которые изначально разрабатывались с применением более редкой сетки скважин по сравнению с чисто нефтяной зоной, что на практике показало свою ошибочность, в результате чего в этих зонах на данный момент сосредоточены значительные остаточные запасы нефти.

Одним из методов повышения нефтеотдачи пластов продуктивных объектов в условиях Туймазинского месторождения является уплотнение сетки скважин путем бурения боковых стволов.

 

Требования к техническому состоянию скважин

Согласно РД 39–00147275–057–2000, исходя из требований охраны недр и окружающей среды, не допускается строительство боковых стволов по техническому состоянию основных стволов скважин:

– скважины с негерметичными, либо ремонтированными эксплуатационными колоннами, кроме случаев замены труб на новые;

– скважины с затрубной циркуляцией;

– скважины с отсутствием цемента в интервале забуривания бокового ствола;

– скважины с отсутствием цемента за кондуктором, если высота подъема цемента за эксплуатационной колонной не перекрывает его.

Для получения исходных данных, необходимых для оценки технического состояния и составления плана работ по забуриванию боковых стволов, необходимо провести следующие работы:

– проверить герметичность эксплуатационной колонны опрессовкой;

– с целью оценки глубины интервалов цементного кольца и его качества исследовать скважины акустической цементометрией;

– проверить наличие затрубной циркуляции термометрией (ВЧТ).

Определение технического состояния скважины производится в следующей последовательности. В первую очередь в скважину спускается шаблон соответствующего диаметра и отбивается забой скважины. После чего записывается ВЧТ и АКЦ. При положительных результатах интервал исследуется на приемистость и заливается цементным раствором под давлением с учетом установления цементного моста. После ОЗЦ цементный мост (искусственный забой) проверяется спуском НКТ и разгрузкой ее. После чего колонна подвергается опрессовке давлением, рассчитанным в зависимости от диаметра колонны и срока ее эксплуатации. Записываются показания локатора муфт для выбора места вырезания «окна» для забуривания бокового ствола.

Бурение боковых стволов на Туймазинском месторождении производится, в основном, в скважинах, находящихся в бездействии: наблюдательных, пьезометрических, ожидающих ликвидации, со сложной аварией в основном стволе скважины, нерентабельных ввиду истощения запасов нефти. Учитывая продолжительный срок эксплуатации этих скважин, к их техническому состоянию предъявляются особые требования, которые должны обеспечить безаварийную проводку бокового ствола и дальнейшую его эксплуатацию.

Бурение боковых стволов возможно в скважинах, удовлетворяющих этим требованиям.

 

Конструкции боковых стволов

Пробуренные боковые стволы обсаживаются хвостовиком диаметром 102 или 114 мм с последующей перфорацией в продуктивной зоне или со вскрытием продуктивного пласта открытым забоем диаметром 76 – 124 мм.

Бурение БС в скважинах Туймазинского месторождения производится, в основном, из обсаженных основных стволов с диаметрами эксплуатационных колонн 140, 146 и 168 мм. При этом в результате применения долот для бурения БС соответствующего типоразмера происходит уменьшение диаметра ствола скважины (бокового ствола). Так для забуривания боковых стволов из 168 мм колонны применяются 139,7 мм, 142,9 мм, 144 мм долота и спускается хвостовик диаметром 114 мм. Если диаметр колонны – 146 мм, то применяется 123,8 мм долото и спускается 102 мм хвостовик.

Отрицательным последствием уменьшения диаметра бокового ствола является наличие малого зазора между обсадной колонной БС (102 или 114 мм) и стенками скважины, что плохо сказывается на качестве цементирования обсадной колонны.

Также малый диаметр хвостовика БС приводит к ограничению применения типоразмеров насосного оборудования, спускаемого в боковой ствол при дальнейшей эксплуатации.

Диаметр бокового ствола выбирается, исходя из требования обеспечения минимально допустимой разности диаметров между муфтами эксплуатационных труб и стенками скважины в 10 мм с точки зрения нормального спуска колонны и ее цементирования. При невозможности обеспечения такого зазора по всему стволу допускается проведение местных расширений.

Колонну эксплуатационных труб компонуют снизу вверх следующим образом: башмак, обратный клапан, кольцо – «стоп», колонна эксплуатационных труб, подвесное устройство (якорь), разъединитель резьбовой или цанговый, инструмент, на котором спускают хвостовик. Возможен спуск заранее перфорированного хвостовика. Верхний конец хвостовика располагается внутри эксплуатационной колонны на расстоянии 50 м от интервала выреза окна.

Цементирование хвостовика производится по всей длине его установки, за исключением продуктивного интервала, при этом применяется модульный отсекатель пластов (МОП), что исключает ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны пласта при креплении скважин.

В целях повышения качества строительства бокового ствола и совершенствования конструкции скважины необходимо:

– забуривание бокового ствола производить после извлечения эксплуатационной колонны в интервале от устья до глубины вырезания «окна» и последующее бурение БС производить без потери диаметра;

– производить местные расширения бокового ствола скважины;

– цементирование хвостовика производить до кровли продуктивного пласта с оставлением забоя открытым (совершенное вскрытие пласта) или спускать заранее перфорированный хвостовик с последующим цементированием до кровли пласта.

Таблица 24. Исходные данные для расчета распределения давления в скважине

Параметр	Значение
Глубина скважины, м
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм	100,3
Забойное давление, МПа	12,1
Планируемый дебит жидкости, м^3/с	0,00067
Объёмная обводнённость продукции, доли единицы	0,867
Плотность дегазированной нефти, кг/м^3
Плотность пластовой воды, кг/м^3
Плотность газа (при стандартных условиях), кг/м^3	1,26
Вязкость воды, м^2/с	0,0000011
Вязкость нефти, м^2/с	0,0000027
Газовый фактор, м^3/м^3
Давление насыщения нефти, МПа	8,6
Устьевое давление, МПа
Средняя температура скважины, К
Объёмный коэффициент нефти, доли единицы	1,165
Относительная плотность газа	1,052

 

При превышении зенитных углов предельных значений неизбежны осложнения при работе глубинного оборудования. Поэтому для профиля бокового ствола накладываются определенные технологические требования.

Спуск глубинного насосного оборудования для эксплуатации скважины осуществляют либо до интервала выхода бокового ствола из скважины, либо непосредственно в боковой ствол.

 

Рисунок 18 – Распределение давления в скважине №1554

 

В случае установки насосного оборудования в боковой ствол профиль БС должен обеспечивать свободный спуск и надежную работу подземного насосного оборудования. При бурении необходимо соблюдать требования РД 39–00147275.

Участки скважин, включающие глубины спуска насосов, должны быть пробурены со стабилизацией направления скважины.

Зенитный угол в интервале установки УЭЦН всех типоразмеров должен быть не более 40 градусов, для установок ШСНУ – от 42 до 51 градусов. Допустимый угол отклонения оси насоса ШСНУ от вертикали представлен в таблице 25.

 

Таблица 25. Допустимый угол отклонения оси насоса ШСНУ от вертикали

Параметры	Тип насоса
НСН	НСВ
Диаметра плунжера насоса, мм
Угол наклона, град

 

Проектирование и бурение интервала набора зенитного угла необходимо производить с градиентом, обеспечивающим вписываемость наиболее габаритных узлов подземного насосного оборудования. Для скважин, эксплуатируемых установками штанговых глубинных насосов, должна обеспечиваться вписываемость штанг в колонне насосно-компрессорных труб.

Расчетная интенсивность искривления скважин, предотвращающая касание толом штанг стенок насосных труб представлена в таблице 26.

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны для применения установок ЭЦН выбирается согласно техническим условиям и составляет не менее диаметра максимального поперечного размера УЭЦН.

 

Таблица 26. Интенсивность искривления скважин (градус на 10 м)

Длина штанг, м	Диаметр штанг, м
0,019	0,022	0,025
8,0	0,8	0,9	1,1
7,5	0,9	1,0	1,2
7,0	1,1	1,1	1,4

 

Результаты расчетов максимально допустимой кривизны для различных внутренних диаметров эксплуатационных колонн, обеспечивающей работу УЭЦН в скважине без изгиба, приведены в таблице 27.

 

Таблица 27. Максимально допустимая кривизна эксплуатационной колонны, обеспечивающая работу УЭЦН в скважине без изгиба (минута на 10 м)

Типоразмер УЭЦН	Длина, мм	Эксплуатационная колонна (наружный диаметр×толщина стенки / внутренний диаметр)
140×7,0/125,7	140×7,7/124,3	140×9,2/121,3	146×6,5/133,1	146×7,0/132,1	146×7,7/130,7	146×8,5/129,1
УЭЦНМ 5–20–1200		14,9	13,4	10,1	23,0	21,9	20,3	18,6
УЭЦНМ 5–20–1800		9,4	8,4	6,4	14,5	13,8	12,8	11,7
УЭЦНМ 5–50–1300		15,6	14,0	10,6	24,1	23,0	21,4	19,5
УЭЦНМ 5–50–1700		11,8	10,6	8,0	18,1	17,3	16,1	14,7
УЭЦНМ 5–80–1200		13,8	12,4	9,4	21,2	20,2	18,8	7,2
УЭЦНМ 5–80–1550		9,8	8,8	6,7	15,1	14,4	13,4	12,3
УЭЦНМ 5–80–1800		9,0	8,1	6,1	13,9	13,3	12,3	11,3
УЭЦНМ 5–125–1300		10,9	9,8	7,4	16,8	16,0	14,9	13,6
УЭЦНМ 5–125–1800		6,3	5,6	4,3	9,6	9,2	8,5	7,8
УЭЦНМ 5А‑160–1450		-	-	-	6,6	5,9	4,9	3,7

 

Основные типы профилей скважин с боковыми стволами показаны на рисунке 19.

 

1 – участок набора зенитного угла; 2 – участок стабилизации зенитного угла; 3 – участок снижения зенитного угла; 4 – участок набора зенитного угла; 5 – горизонтальный забой скважины

Рисунок 19 – Типы профилей боковых стволов

 

Тип профиля бокового ствола выбирается, исходя из выбора глубины и места установки насосного оборудования. Решение об установке глубинного насосного оборудования в боковой ствол должно приниматься из условия соответствия зенитных углов наклона ствола скважины в интервале спуска насоса допустимым для данного типоразмера глубинного оборудования. При этом необходимо соблюдать технологические требования к профилю ствола, приведенные на рисунке 20 /7/

Необходимо добиваться того, чтобы профиль скважины с БС позволял производить спуск насосного оборудования непосредственно в боковой ствол, так как в процессе эксплуатации скважины возникает необходимость изменения глубины подвески оборудования с целью регулирования режимов работы скважины, увеличения дебитов и депрессии на пласт. Поэтому при проводке бокового ствола необходимо строго соблюдать определенные в геолого-техническом наряде зенитные углы наклона БС.

Соблюдение технологических требований к профилю бокового ствола и допустимых зенитных углов наклона ствола БС в конечном счете обеспечивает повышение надежности работы глубинного оборудования и эффективности эксплуатации скважины.

В скважине №1554 спуск установки центробежного насоса в боковой ствол невозможен из-за несоответствия поперечных размеров насоса внутреннему диаметру хвостовика: внутренний диаметр 114-мм хвостовика составляет 100,3 мм, в то время как минимальный поперечный размер погружных центробежных насосов группы 5 (92 мм) с учетом толщины кабеля составляет 101,7 мм. /8/

Поэтому глубина зарезки бокового ствола определяется из условия, что УЭЦН будет установлен в основном стволе. При бурении бокового ствола с клина-отклонителя последующая эксплуатация скважины возможна только при установке насоса над «окном» бокового ствола. При установке временного моста для вырезания «окна» последующая эксплуатация возможна с установкой насоса в основном стволе ниже интервала вырезания «окна».

Расчет профиля бокового ствола скважины №1554 производится для случая установки насоса над интервалом вырезания «окна». В случае превышения интенсивностей набора кривизны выше предельных значений изменяется глубина вырезания окна и насос в последующем устанавливается в основной ствол ниже интервала забуривания.

Исходные данные для расчета профиля бокового ствола скважины №1554:

– магнитный азимут (41 ⁰);

– глубина интервала вырезания «окна» (1450 м)

– проектная глубина по вертикали (1678 м);

– проектное смещение (250 м);

– угол вхождения в пласт (0 ⁰)

Конструкция скважины №1554 представлена в таблице 28.

Для проектируемой скважины №1554 выбираем S‑образный профиль. Данный профиль наклонно-направленной скважины применяется в тех случаях, когда вскрытие продуктивного объекта предусматривается вертикальным стволом.

 

Таблица 28. Конструкция скважины №1554 Туймазинского месторождения

Обсадная колонна	Условный диаметр, мм	Глубина спуска, м	Глубина цементирования (от устья), м
Направление
Кондуктор
Эксплуатационная

 

Радиус кривизны участка снижения зенитного угла

 

м, (39)

 

где А – проектное смещение забоя бокового ствола, м;

Н – проектная глубина, м;

Н_в – глубина интервала зарезки бокового ствола, м;

R₁ – радиус кривизны участка набора зенитного угла, определяемого по значениям интенсивности искривления скважины компоновками бурильного инструмента для бурения боковых стволов, м. /9/

Зенитный угол в конце участка начального искривления

 

, (40)

Результаты расчета профиля бокового ствола скважины №1554 по участкам изменения зенитного угла приведены в таблице 29. На рисунке 21 показан расчетный профиль проектного бокового ствола.

Расчет произведен для четырехинтервального профиля скважины согласно работы /21/.

 

Таблица 29

Участок	Радиус кривизны, м	Отход, м	Глубина, м	Длина участка по стволу, м
Набора зенитного угла		17,5	1477,5	39,5
Стабилизации	-	237,5	1645,0	280,0
Спада зенитного угла		250,0	1674,0	54,6

Таблица 36. Расчет себестоимости добычи нефти

Год	Стоимостная оценка добычи нефти, тыс. руб.	Текущие затраты, тыс. руб.
Затраты на электроэнергию, Зэ	Затраты на ППД, Зппд	Затраты на сбор и транспортировку нефти, Зт	Затраты на технологическую подготовку нефти, Зп	Затраты на содержание и экусплуатацию оборудования, Зс	Общехозяйственные расходы, Зх	Всего текущих затрат
	3067,05	59,94	182,60	71,69	19,40	427,96	100,69	862,27
	2292,53	44,80	136,49	53,59	14,50	427,96	100,69	778,02
	1692,23	33,07	100,75	39,55	10,70	427,96	100,69	712,73
	1264,43	24,71	75,28	29,55	8,00	427,96	100,69	666,19
	1010,85	19,75	60,18	23,63	6,39	427,96	100,69	638,61
	929,78	18,17	55,36	21,73	5,88	427,96	100,69	629,79
	2891,53	604,52	3,07	90,47	32,67	694,99	1557,27	193,73	1751,00	984,815
	2697,80	451,86	2,29	90,47	32,67	542,33	1320,36	193,73	1514,09	1139,27
	2504,06	333,54	1,69	90,47	32,67	424,01	1136,74	193,73	1330,47	1356,24
	2310,33	249,22	1,26	90,47	32,67	339,69	1005,88	193,73	1199,62	1636,58
	2116,60	199,24	1,01	90,47	32,67	289,71	928,32	193,73	1122,05	1914,77
	1922,87	183,26	0,93	90,47	32,67	273,73	903,52	193,73	1097,25	2035,72

Таблица 37

Расчет прибыли от реализации нефти

Год	Прибыль от реализации нефти (без НДС), тыс. руб.	Налог на имущество, тыс. руб.	Налогооблагаемая прибыль, тыс. руб.	Налог на прибыль, тыс. руб.	Чистая прибыль, тыс. руб.
	1316,05	57,83	1258,22	301,97	956,25
	778,43	53,96	724,48	173,87	550,60
	361,75	50,08	311,67	74,80	236,87
	64,81	46,21	18,60	4,46	14,14
	-111,20	42,33	-153,54	-36,85	-116,69
	-167,48	38,46	-205,94	-49,42	-156,51

 

Таблица 38. Расчет потока денежных средств

Годы	Инвестиции, тыс. руб.	Чистый поток денежных средств, тыс. руб.	Аккумулированный поток денежных средств, тыс. руб.	Коэффициент дисконтирования	Чистый дисконтированный доход, тыс. руб.	Накопленный чистый дисконтированный доход, тыс. руб.	Индекс доходности	Срок окупаемости, годы	Внутренняя норма доходности
	2891,53	-1741,55	-1741,55	1,00	-1381,75	-1381,75	1,05	3,95	0,25
	-	744,34	-997,21	0,91	883,79	-497,96
	-	430,60	-566,61	0,83	459,08	-38,88
	-	207,87	-358,74	0,75	194,25	155,37
	-	77,05	-281,69	0,68	56,37	211,73
	-	37,22	-244,47	0,62	16,30	228,04

 

Расчет предполагаемого экономического эффекта от бурения бокового ствола в скважине №1554 в 2004 году показывает, что при прогнозных значениях добычи нефти и при неизменных базисных ценах 2003 года проект является эффективным. Срок окупаемости проекта – 3,95 года, индекс доходности > 1, чистый дисконтированный доход составляет 228,04 тыс. руб., внутренняя норма доходности равна 0,25 и больше нормы дохода на вкладываемый капитал (Е=0,1).

Затраты на данное мероприятие оправданы и можно ставить вопрос о внедрении этого инвестиционного проекта.

 

Заключение

 

В данной работе был произведен анализ состояния эксплуатации боковых стволов скважин Туймазинского месторождения. Количество скважин и годовая добыча по БС возрастают. Определены количества скважин с низкими значениями дебитов нефти и жидкости, а также приведено распределение скважин с БС по накопленной добыче нефти. Анализ эксплуатации показывает низкую эффективность большинства боковых стволов при сравнении их показателей работы с предельными технологическими и экономическими показателями, установленными специалистами АНК «Башнефть» конкретно для условий Туймазинского месторождения. Однако потери нефти в результате низкой эффективности эксплуатации БС перекрываются добычей из фонда БС с положительными показателями работы. В целом бурение боковых стволов на Туймазинском месторождении можно считать успешным.

В работе представлены причины низкой эффективности эксплуатации и основные направления повышения результативности бурения боковых стволов. Повышение эффективности метода возможно в результате совершенствования методов геолого-физического обоснования выбора промыслового объекта для зарезки боковых стволов, прогнозирования технологических показателей эксплуатации БС на основе математического и фильтрационного моделирования и технико-экономического обоснования (ТЭО) применения метода на Туймазинском месторождении.

В данной работе на основе геолого-промысловой характеристики девонских продуктивных отложений, промысловой и геофизической информации о выработанности продуктивных пачек пластов и анализа технического состояния скважин предложен проект бурения бокового ствола в скважине №1554 на продуктивный объект DI с расчетом технологической и экономической эффективности мероприятия.

В работе также представлены техника и технология бурения боковых стволов на Туймазинском месторождении, способы заканчивания скважин, конструкции боковых стволов. Отдельно рассмотрен вопрос об особенностях эксплуатации БС глубиннонасосным оборудованием. Снижению эффективности эксплуатации БС способствуют: потери диаметра ствола скважины при зарезке и бурении бокового ствола и как следствие малые диаметры БС, несовершенство технологий первичного вскрытия пласта и заканчивания скважин, невозможность установки насосного оборудования в боковой ствол, что влечет за собой работу оборудования при повышенном газосодержании на приеме насоса, неоптимальные режимы работы оборудования и как следствие – потери в добыче нефти.

В конце работы представлен анализ эффективности мероприятий по обеспечению безопасности и экологичности добычи нефти в НГДУ «Туймазанефть». Мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов не снижают достигнутого уровня безопасности и экологичности.

 

 

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

На тему:

"Проектирование технологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м"

 

 

Введение

 

Одним из элементов понятия оптимальности систем разработки нефтяных месторождений является достижение максимально возможной и экономически оправданной величины нефтеотдачи пластов.

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки, с точки зрения обеспечения полноты выработки запасов во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной. Средний конечный коэффициент нефтеотдачи по данным ряда специалистов по всем месторождениям мира не превышает 0,34 – 0,39. Это означает, что если не применять принципиально новые методы улучшения выработки запасов, то около 65% начальных запасов нефти останутся неизвлеченными.

Разработка Нижнесортымского месторождения характеризуется постепенным ухудшением технико-экономических показателей процесса добычи по мере истощения запасов нефти. Поэтому в последние годы на месторождениях широко внедряются новые методы увеличения нефтеотдачи пластов.

Одним из наиболее перспективных способов повышения коэффициента извлечения нефти на поздней стадии разработки Нижнесортымского месторождения является бурение боковых стволов из старого фонда скважин.

С одной стороны, только стоимость бурения бокового ствола из добывающей скважины обходится на 30 – 70% дешевле бурения новой скважины. С другой стороны, бурение боковых стволов, направленных на нефтенасыщенные зоны пласта, позволяет охватить фильтрацией застойные зоны и избежать обустройства скважины и строительства новых выкидных линий и промысловых трубопроводов.

На поздних стадиях разработки месторождений эксплуатация части скважин с высокой обводненностью продукции и выработанностью запасов в зонах дренирования становится нерентабельной. Растет число малодебитных, высокообводненных и простаивающих скважин. Восстановление бездействующего фонда при этом будет обходиться в 1,5 – 2,5 раза дешевле, чем бурение новых скважин. В условиях отсутствия инвестиций эта технология может оказаться эффективным средством интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.

 

Краткая геолого-физическая характеристика туймазинского нефтяного месторождения

Общие сведения о районе

 

Туймазинское месторождение расположено в юго-западной части Башкортостана на территории Туймазинского района в 180 км от г. Уфы. Месторождение открыто в 1937 году. С вводом его в промышленную разработку Туймазинский район из сельскохозяйственного превратился в один из крупнейших промышленных районов Башкортостана. На территории месторождения вырос г. Октябрьский с населением 115 тысяч жителей. Основными населенными пунктами, кроме г. Октябрьского, являются г. Туймазы, поселок Серафимовский, станция Уруссу и другие. Ближайшей железной дорогой является линия Уфа-Ульяновск. Ближайший магистральный нефтепровод Усть-Балык – Уфа – Альметьевск.

В географическом отношении изучаемая территория представляет холмистую равнину, расчлененную на отдельные гряды сетью речек, крупных и мелких оврагов. Основной водной артерией является река Ик – левый приток реки Камы.

Климат района континентальный, абсолютная максимальная температура воздуха – плюс 40 ^оС, а минимальная – минус 40 ^оС. Снежный покров достигает 1,5 м, глубина промерзания почвы 1,5–2 м.

Основными полезными ископаемыми являются нефть и строительные материалы. Последние представлены глиной, песком, известняком, песчаником и гравием. Некоторые глины пригодны для приготовления глинистого раствора, необходимого для бурения скважин.