Оценка перспективности бурения боковых горизонтальных стволов и совершенствования системы разработки на турнейском объекте Черновского месторождения

Оценка перспективности бурения боковых горизонтальных стволов и совершенствования системы разработки на турнейском объекте Черновского месторождения

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему «Оценка перспективности бурения боковых горизонтальных стволов и совершенствования системы разработки на турнейском объекте Черновского месторождения»

Содержание

Введение

1. Геологический раздел

1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения

1.2 Запасы углеводородов по месторождению

1.3 Физические свойства пластовых жидкостей

Вывод

2.      Технологический раздел

2.1 Текущее состояние разработки турнейского объекта

2.2 Анализ текущего состояния разработки турнейского объекта

2.3 Анализ энергетического состояния турнейского объекта

2.4 Анализ выработки запасов турнейского объекта

2.5 Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки

2.6 Выбор скважины и метода довыработки запасов

2.7 Литературный обзор по методу довыработки запасов и оценка его применимости на турнейском объекте

2.8 Проектирование бокового горизонтального ствола

2.9 Проектирование процесса разработки скважины с БГС с помощью математического моделирования

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Нефтяные месторождения Удмуртии имеют сложное геологическое строение, пласты-коллекторы характеризуются низкой проницаемостью и пористостью. Объекты разработки нефтяных месторождений многопластовые, с высокой послойной и зональной неоднородностью, представлены чередованием в основном маломощных низкопроницаемых пропластков.

Продуктивные пласты-коллекторы порового и порово-трещинного типа, более 80% запасов нефти приурочено к карбонатным коллекторам. Глубина залегания продуктивных пластов 800-2300 метров, нефтенасыщенные толщины пластов незначительные (0,1…10 м). Большинство нефтяных объектов имеют газовые шапки и обширные водонефтяные зоны. Около 70% запасов относятся к трудноизвлекаемым, и это обусловлено следующими факторами: высокой вязкостью нефти, низкой проницаемостью коллекторов, малой эффективной толщиной пластов-коллекторов, наличием подгазовых зон и маломощных нефтяных оторочек [3].

Основные разрабатываемые месторождения находятся в эксплуатации уже более 20 лет, поэтому имеют высокую выработанность запасов (44,3%) и более, обводненность (до 85%) и находятся в стадии падающей добычи нефти. Структура остаточных запасов нефти также неблагоприятна. На долю активных, находящихся в разработке, приходится 37%. Остальные 63% относятся к категории трудноизвлекаемых [3]. Остаточные трудноизвлекаемые запасы требуют внедрения принципиально новых технологий. Одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти, полноты ее извлечения из недр является разработка месторождений с применением горизонтальных скважин. Особую актуальность это приобретает для месторождений со сложным геологическим строением и на поздней стадии разработки. В неоднородных коллекторах оставлено немало невыработанных пропластков, целиков и других зон, заблокированных по разным причинам. Применение ГС и БГС позволяет существенно улучшить технологические и экономические показатели разработки и обеспечить более высокие темпы нефтедобычи и увеличение нефтеотдачи на 10-15%.

Обзор литературы показал, что качественных критериев для обоснования выбора объекта под бурение БГС практически нет. Авторы [1-3] выделяют следующие критерии:

.        Геологические:

·        минимальная эффективная нефтенасыщенная толщина 4 м;

·        наличие непроницаемого экрана (уплотненной пачки пород) между нефтенасыщенными и водонасыщенными или газонасыщенными коллекторами;

·        возможность бурения горизонтального ствола в верхней части нефтенасыщенного пласта на максимальном удалении от ВНК, особенно при наличии развитой трещиноватости пород;

·        эффективная (приходящаяся на нефтенасыщенные интервалы) длина бокового ствола составляет 80…200 м в зависимости от реализованной сетки скважин;

·        горизонтальный ствол должен быть проведен по горизонтальной либо нисходящей линии без седловидных перегибов в вертикальной плоскости для предотвращения образования гидрозатвора;

.        Технологические:

·        расположение невыработанных и слабо дренируемых зон пласта по площади и по разрезу с учетом реализованной системы разработки;

·        степень выработанности запасов;

·        текущие пластовые и забойные давления;

·        дебиты скважин на перспективных участках;

·        обводненность продукции;

·        плотность сетки скважин;

·        текущее состояние разработки в целом.

.        Технические:

·        состояние эксплуатационной колонны;

·        состояние цементного камня за колонной;

·        наличие зон осложнений в интервале зарезки и бурения БГС.

.        Экономические:

·        минимизация затрат на бурение БГС;

·        рентабельность бурения БГС.

В рамках данной курсовой работы экономические аспекты бурения БГС не учитываются.

1. 
Геологический раздел

1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения

Черновская структура представляет собой вытянутую в северо-западном направлении брахиантиклинальную складку, простирание которой совпадает с простиранием Киенгопского вала, расположенного в северной бортовой зоне Камско-Кинельской системы прогибов, в центральной части Верхнекамской впадины.

Месторождение включает в себя три поднятия: Западное, Центральное и Восточное. Скважинами на Черновском месторождении вскрыты осадочные образования девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов. Промышленная нефтегазоносность установлена в карбонатных отложениях каширского горизонта на Западном поднятии, верейского горизонта, башкирского яруса, терригенных отложениях тульского и бобриковского горизонтов, карбонатных отложениях турнейского яруса на Западном и Восточном поднятиях.

Особенности Черновского месторождения состоят в его многокупольности, тонкослоистости продуктивного разреза, многопластовости, разнотипности вмещающих пород-коллекторов и наличием зон замещений коллекторов.

В отложениях среднего карбона нефтяные залежи приурочены к карбонатным отложениям каширского (пласт К₄) и верейского (пласты В-0, В-I, В-II, В-IIIа, В-IIIб) горизонтов и башкирского яруса (пласты А4-0, А4-1, А4-2, А4-3, А4-4, А4-5, А4-6, А4-6').

В отложениях нижнего карбона промышленная нефтеносность установлена в терригенных пластах алексинского (пласт С1-al), тульского (пласты С-II, С-III, С-IVa, С-IVб) и бобриковского (пласты С-V, С-VI) горизонтов визейского яруса и в малевско-упинских карбонатных отложениях турнейского яруса (пласты C1t-II+III, C1t-IV+V, C1t-V’). Признаки нефтеносности по данным ГИС установлены в пласте С-II’ (скв. 373) тульского горизонта и в пласте C1t-II+III (скв. 319).

Нефтяные залежи среднего карбона контролируются Западным и Центральным + Восточным поднятиями. Каширские, верейские и башкирские залежи нефти, приуроченные к пористым органогенным известнякам, относятся к пластово-сводовому типу и пластово-сводовому литологически ограниченному.

Нефтяные залежи нижнего карбона контролируются Западным и Центральным+Восточным поднятиями. Тульские, бобриковские залежи нефти, приуроченные к пористым песчаникам и алевролитам, турнейские - к пористым известнякам, относятся к пластово-сводовому типу и пластово-сводовому литологически ограниченному.

Каширский горизонт.

Нефтяные залежи каширского горизонта представлены преимущественно органогенными известняками и доломитами. Суммарная толщина залежи колеблется между 0,8 и 4,7 м, средняя толщина эффективной части составляет 2,4 м. Тип залежи - пластовый сводовый. ВНК принят условно на абсолютной отметке - 991,0 м на Западном поднятии и 990,1 на Восточном+Центральном поднятиях.

Промышленная нефтеносность пласта выявлена на стадии разведки и подтверждена материалами ГИС, испытаниями в колонне скважины 410. Пласт не эксплуатируется, так как отнесен к возвратному объекту.

С параметрами, принятыми общими для каширского яруса, можно ознакомиться в таблице 1.1.

Верейский горизонт.

В верейском горизонте нефтяные пласты представлены преимущественно органогенными известняками. Суммарная толщина залежи изменяется в пределах от 4,8 до 22,0 м, средняя толщина эффективной части составляет 7,2 м на Западном поднятии и 3,6 на Центральном+Восточном поднятии.

Тип залежи - пластовый сводовый. ВНК на Западном поднятии принят условно на абсолютной отметке - 1028,9 м и на Восточном+Центральном - 990,1 м.

С параметрами, принятыми общими для верейского яруса, можно ознакомиться в таблице 1.1.

Башкирский ярус.

Башкирские залежи нефти приурочены к пористым органогенным известнякам.

Суммарная толщина залежи изменяется от 5,5 до 42,5 м, средняя толщина эффективной части составляет 18,0 м на Западном поднятии и 16,8 на Центральном+Восточном поднятии.

Тип залежи - пластовый сводовый, причем пласт А4-0 литологически ограниченный. ВНК принят условно на абсолютной отметке - 1060,3 м.

На данный момент верейский и башкирский объекты объединены в верейско-башкирский объект, свойства которого приведены в таблице 1.1.

С параметрами, принятыми общими для башкирского яруса, можно ознакомиться в таблице 1.1.

Визейский ярус.

Нефтяные залежи нефти на данном ярусе (рисунок 1.1) приурочены в основном к пористым песчаникам и алевролитам и относятся к пластово-сводовому типу и пластово-сводовому литологически ограниченному.

Суммарная толщина залежи изменяется от 4,3 до 14,5 м, средняя толщина эффективной части составляет 7,7 м на Западном поднятии и 7,8 на Центральном+Восточном поднятии.

Тип залежи - пластовый сводовый, причем пласты C-IVa и C-VI литологически ограниченны. ВНК принят условно на абсолютной отметке - 1310,9 м для Западного и 1301,0 м для Центрального+Восточного поднятий.

С параметрами, принятыми общими для визейского яруса, можно ознакомиться в таблице 1.1.

Турнейский ярус.

Нефтеносность продуктивных отложений турнейского яруса (рисунок 1.1) установлена по керну, геохимическим, промыслово-геофизическим данным, результатам опробования, совместной и раздельной эксплуатацией. Нефтяные залежи нефти на данном ярусе приурочены к пористым органогенным известнякам.

В основном, нефтеносность яруса приурочена к пласту С1t-IV+V, который прослеживается практически по всей площади, за исключением скв. 413, 226, 339, где пласт размыт. Также в ходе эксплуатационного бурения была вскрыта нефтенасыщенная линза пласта C1t-V’, находящаяся в совместной эксплуатации скв. 404.

Суммарная толщина залежи изменяется от 7,1 до 12,5 м, средняя толщина эффективной части составляет 7,2 м.

В пределах контура нефтеносности на Западном поднятии нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 2,7 до 10,3 м (рисунок 1.2), средневзвешенная нефтенасыщеная толщина составляет 6,6 м.

Неоднородность пласта характеризуется коэффициентом песчанистости и коэффициентом расчлененности. Коэффициент песчанистости представляет собой отношение объема песчаников к общему объему пород, слагающих продуктивный горизонт. Чем меньше коэффициент песчанистости, тем больше степень литолого-фациальной неоднородности. Коэффициент расчлененности представляет собой отношение суммарного числа песчаных пластов и пропластков, вскрытых скважинами, к общему числу пробуренных скважин. При этом чем выше коэффициент расчлененности, тем более расчленен песчаник и тем неоднороднее продуктивный пласт в литолого-фациальном отношении.

Коэффициент песчанистости равен 0,728, коэффициент расчлененности - 3,5. Тип залежи - пластовый сводовый. ВНК принят условно на абсолютной отметке - 1359,7 м - по подошве нефтенасыщенного пласта в скв. 410.

Нефтенасыщенная толщина пласта в пределах контура нефтеносности Центрального поднятия выявлена на стадии эксплуатационного бурения по данным ГИС, но пласты не испытаны. Промышленная нефтеносность пластов турнейского яруса на Восточном поднятии не подтверждена.

Проницаемость коллекторов изменяется в пределах 0,111…0,865 мкм², в среднем составляя 0,454 мкм².

С параметрами, принятыми общими для турнейского яруса, можно ознакомиться в таблице 1.1.

Рисунок 1.1. Схематические геологические профили нижнего карбона

Рисунок 1.2. Карта нефтенасыщенных толщин турнейского объекта Черновского месторождения на состояние 01.01.2012 (Западное поднятие).

Таблица 1.1. Геолого-физические характеристики залежей Черновского месторождения.

1.2               Запасы углеводородов по месторождению

Подсчет запасов был произведен ПГО «Удмуртгеология» в 1987 году. На 01.01.2012 г. на государственном балансе в целом по месторождению числятся запасы нефти (по категории А+В+С₁/С₂) (таблица 1.2):

·        геологические - 19245/641 тыс. т.;

·        извлекаемые - 7227/134 тыс. т.

Также на государственном балансе состоят запасы растворенного газа, утвержденные ГКЗ (протокол ГКЗ № 93-пд от 11.12.2006 г.) в размере 100 млн. м³ геологических запасов и из них 46 млн. м³ извлекаемых.

Таблица 1.2. Состояние запасов нефти Черновского месторождения на 01.01.2012 г.

1.3    Физические свойства пластовых жидкостей

Характеристика пластовых флюидов, насыщающих продуктивные пласты месторождения, представлена по данным исследования глубинных и поверхностных проб, отобранных на этапе геолого-разведочных работ в поисково-разведочных скважинах (1979-1987 гг.) и поверхностных проб в 43 эксплуатационных скважинах в процессе разработки месторождения (1988-2000 гг.).

Свойства нефти в пластовых условиях.

Пластовые нефти Черновского месторождения повышенной вязкости (> 10 мПа⋅с) (средний карбон), высоковязкие (> 30 мПа⋅с) (нижний карбон) и средние по плотности в пластовых условиях (< 0,890 г/см³). Подробнее о свойствах пластовой нефти по каждому объекту разработки см. таблицу 1.1.

Свойства нефти в поверхностных условиях.

Разгазированные нефти месторождения: в каширских, верейских залежах средние по плотности в стандартных условиях (0.886-0.896 г/см3), в башкирских, визейских и турнейских залежах тяжелые по плотности (> 0.900 г/см3), высокосернистые (>2%), парафиновые (< 6 %), высокосмолистые (> 15 %).

Компонентный состав газа, растворенного в нефти.

По составу растворенный в нефти газ является углеводородным, в среднем содержание азота: 26.9 % мол (верейские залежи), 32.8 % мол (башкирские залежи), 47.3 % мол (визейские залежи), 82.9 % мол (турнейские залежи) и характеризуется высокой плотностью в среднем: 1.349 (верейские залежи), 1.245 (башкирские залежи) и 1.228 -1.256 (визейские залежи).

Физико-химическая характеристика пластовых вод.

В гидрохимическом отношении пластовые воды месторождения являются рассолами хлоркальциевого типа с плотностью 1.18 г/см3. Общая минерализация в среднем колеблется от 246.1 г/л до 269.5 г/л. Пластовые воды обогащены йодом, бромом и другими ценными химическими элементами. Воды среднего и нижнего карбона характеризуются повышенной метаморфизацией 0.70-0.72 и среднюю сульфатность (0.24-0.30), кроме вод верейского горизонта, имеющих пониженную сульфатность (0.19).

Вывод.

Черновское нефтяное месторождение находится на территории Воткинского и Шарканского районов Удмуртской Республики, в 15 км северо-западнее г. Воткинска и в 60 км северо-восточнее г. Ижевска. Открыто в 1979 году.

Черновское месторождение включает в себя три поднятия: Западное, Центральное и Восточное. Добыча нефти ведется из верейско-башкирского, визейского и турнейского объектов; каширский объект является возвратным.

Особенности Черновского месторождения состоят в его многокупольности, тонкослоистости продуктивного разреза, многопластовости, разнотипности вмещающих пород-коллекторов и наличием зон замещений коллекторов. Толщины пластов не выдержаны, наблюдается значительная расчлененность, достигающая наибольшего значения на верейско-башкирском объекте. Для месторождения характерен пластовый сводовый тип залежи, местами литологически ограниченный, представленный в основном карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью.

Турнейский объект приурочен к пористым известнякам, относится к пластово-сводовому типу и пластово-сводовому литологически ограниченному. Добыча нефти ведется только на Западном поднятии. Залежь характеризуется небольшой толщиной (порядка 10 м), высоким значением коэффициента песчанистости и невысокой расчлененностью. Объект содержит 33,6% запасов нефти Западного поднятия. Геолого-физические характеристики залежи приведены в таблице 1.1.

Нефти турнейского объекта высоковязкие, высокой плотности в пластовых и поверхностных условиях, высокосернистые, парафиновые, высокосмолистые. Растворенный в нефти газ более чем на 80% состоит из азота и промышленной ценности не представляет.

На начало разработки залежи геологические запасы составляли 1395 тыс. т. по категории А+В+С₁, из них извлекаемые - 469 тыс. т. (проектный КИН составляет 0,336).

Нефтенасыщенная толщина объекта находится в пределах 2,7…10,3 м, увеличиваясь ближе к центральной зоне залежи. Над и под залежью присутствует непроницаемый экран. В залежи присутствуют зоны, не охваченные процессом дренирования, в которых можно провести горизонтальный ствол длиной более 100 м. Геологическое строение залежи позволяет провести горизонтальный ствол без перегибов. По геологическим критериям турнейский объект является подходящим для забуривания бокового ствола.

Вследствие близости ВНК, скважины, находящиеся в приконтурной зоне нефтеносности, обводняются, образуя конусы обводнения, из-за чего остаются невыработанные участки залежи. В отличие от остальных объектов, турнейский объект имеет достаточную толщину пласта для проведения по нему горизонтального ствола скважины, что снижает шанс неудачного бурения горизонтальной части ствола, а также нерентабельности БГС вследствие быстрой выработки запасов данного пласта. В отличие от верейско-башкирского объекта, он имеет меньшую расчлененность, что дает нам основание считать пласт более однородным. Все эти факторы, а также хорошее сочетание пористости и проницаемости объекта, значительная нефтенасыщенность высоковязкой нефтью делают бурение БГС перспективным способом довыработки остаточных запасов нефти.

нефть скважина месторождение

2.     
Технологический раздел

2.1        Текущее состояние разработки турнейского объекта

Черновское месторождение нефти открыто в 1979 г., первооткрывательницей явилась скв. 410, вскрывшая нефтенасыщенные известняки каширского, верейского горизонтов, башкирского, турнейского ярусов и нефтенасыщенные песчаники визейского яруса.

Турнейский объект Западного поднятия введен в разработку в 1990 году совместно с вводом в разработку всего месторождения НГДУ ПО «Удмуртторф» согласно «Технологической схемы разработки Черновского месторождения».

По состоянию на 01.01.2014 г. пробурено семь скважин, из них пять добывающих. Схема расположения скважин - избирательная. Расстояние между скважинами 120-1200 метров.

В эксплуатационном добывающем фонде числится пять действующих скважин. Нагнетательных нет. Все скважины механизированы (2 - ЭЦН, 3 - ШГН). В целом по объекту текущая обводненность составляет 70,5% и распределяется следующим образом: ни одна скважина (0%) не работает с обводненностью менее 20%; с обводненностью продукции от 20 до 50% - одна скважина (20%); две скважины (40%) эксплуатируется с обводненностью продукции от 50 до 90%; от 90 до 95% - две скважины (40%) и с обводненностью свыше 95% нет (0%).

Коэффициент использования добывающего фонда 0,714 д.ед., коэффициент эксплуатации составляет 0,878 д.ед.

2.2    Анализ текущего состояния разработки турнейского объекта

Объект находится на третьей стадии разработки.

Накопленный отбор нефти по объекту на 01.01.2014 г. составляет 177,9 тыс. т., жидкости - 605,7 тыс. т. Закачка не ведется.

За 2013 г. отборы по нефти составили 17,1 тыс. т. и по жидкости 40,8 тыс. т., обводненность продукции 70,5%.

Среднегодовой дебит действующих скважин составляет по нефти 7,9 т/сут, по жидкости 18,9 т/сут.

Максимальный уровень добычи нефти в количестве 18,7 тыс. т. достигнут в 2003 году при темпе отбора 3,99%.

Динамика фактических показателей приведена в таблице 2.1. Основные показатели разработки (годовые уровни добычи нефти и жидкости, дебиты нефти и жидкости, динамика фонда скважин и обводненность) по объекту показаны на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1. - Основные показатели разработки. Турнейский объект.

Таблица 2.1. Динамика фактических показателей разработки. Турнейский объект.

По накопленной добыче нефти распределение скважин следующее:

·        до 20 тыс. т. - две скважины (40% от всего действующего фонда);

·        более 20 тыс. т. - три скважины (60%).

Рисунок 2.2. Карта текущих отборов нефти.

Рассмотрим каждую скважину на турнейском объекте Черновского месторождения. Для этой цели были использованы данные по работе скважин, начиная с 2003 г. Также следует обратить внимание на рисунки 1.2, 2.2, а также 2.3. Рисунок 2.3 не отражает текущего распределения запасов, но помогает оценить процесс стягивания контура нефтеносности и предположить его положение на текущий момент.

Скважина 410Р. Скважина-первооткрывательница месторождения. Нефтенасыщенная толщина в районе скважины находится в диапазоне 5…8 м. Пробурена 28.02.1987 г., работала в нагнетательном фонде на верейском объекте, с октября 2007 г. - добывающая на турнейском объекте (ШГН, пласты C-II + C-III). Характеризуется стабильностью добычи жидкости и нефти, с 2008 по 2014 гг. обводненность плавно возросла до 50%. На 01.01.2014 дебит по жидкости составляет 1,7 т, обводненность 54,9%. Низкая обводненность скважины может указывать на неполную выработку запасов в зоне дренирования этой скважины.

а)                                                             б)

Рисунок 2.3. Карта-схема распределения начальных (а) и текущих на 01.07.2006 г. (б) подвижных линейных запасов (м³/м²), турнейский объект Черновского месторождения.

Скважина 402 пробурена и введена в эксплуатацию 28.11.1998 г. Нефтенасыщенная толщина в районе скважины находится в диапазоне 6…10 м. За период с января по июль 2003 г. наблюдается резкий рост обводнения (с 56 до 90%). В то время не велся учет забойного давления, однако, изучив документацию по ремонтам скважины за этот период, можно предположить, что добыча нефти велась при большой депрессии на пласт, когда величина забойного давления была меньше давления насыщения. На это указывают общая причина отказа УШГН для нескольких ремонтов: засорение клапанов насоса АСПО. Вероятно, это обстоятельство и послужило причиной резкого роста обводненности продукции.

В октябре 2005 и январе 2008 г. были проведены ремонтно-изоляционные работы по выравниванию профиля притока жидкости в скважину и изоляции обводненных пропластков. В первом случае эффект был кратковременный, во втором эффект продлился до 2013 г, после чего также наблюдался резкий рост обводненности продукции после смены насоса ШГН на ЭЦН и увеличения отборов жидкости и прорывом воды вследствие вязкостной неустойчивости.

На 01.01.2014 дебит скважины с обоих объектов составляет 80.1 т. по жидкости и обводненность 92,0%. Обводненность скважины объясняется неправильным подбором технологического режима работы скважины и интенсивным подтягиванием воды от ВНК с образованием конуса обводненности.

Скважина 305. Нефтенасыщенная толщина в районе скважины находится в диапазоне 8…10 м. Скважина пробурена 08.01.1999 г. Скважина характеризуется устойчивой добычей нефти без резких прорывов воды на всем периоде эксплуатации. Обводненность плавно изменяется от 25% в январе 2003 г. до 81.9% в декабре 2014 г.

Скважина 304. Нефтенасыщенная толщина в районе скважины находится в диапазоне 10…11 м. Введена в эксплуатацию 23.08.2000 г. на визейский объект. В мае 2013 г. переведена в фонд ОРЭ (приобщение пласта с1t турнейского объекта). Перед ГТМ дебит с верейско-башкирского объекта составлял 8,1 м³/сут при обводненности 2,9%; после ГТМ 60,1 м³/сут при обводненности 29,1%, т.е. порядка 52 м³/сут с турнейского объекта. Однако после смены ЭЦН-35-2050, работающего на турнейском объекте, на ЭЦН-125-1550 с августа 2013 г. наблюдается значительный рост обводненности продукции с падением отбора нефти, что, судя по всему, связано с превышением отборов жидкости над критическим значением и подтягиванием воды с ВНК в виде конуса обводнения.

Скважина 404. Нефтенасыщенная толщина в районе скважины находится в диапазоне 6…9 м. Введена в эксплуатацию 15.08.2000 г., практически сразу обводнилась. В период с 2003 по 2008 гг. обводненность колебалась между 76,1 и 99,6%. В декабре 2008 г. скважину законсервировали как высокообводненную (99,6%). В 2009 г. провели комплекс мероприятий по расконсервации скважины и ремонтно-изоляционных работ заколонных перетоков и запустили с дебитом по жидкости 11,2 м³/сут и 2,9% обводненности. На 01.01.2014 г. дебит скважины составляет 3,6 м³/сут при обводненности 17%.

Скважина 306. Нефтенасыщенная толщина в районе скважины находится в диапазоне 5…8 м. Скважина введена в эксплутацию 27.09.2001 г. Наблюдается резкий скачок обводненности с 12% в ноябре 2003 г. до 86% в апреле 2005 г. В период с апреля 2005 по ноябрь 2013 гг. обводненность колеблется в пределах от 68% до 95% и составляет в среднем 87%. В августе 2009 г. и августе 2012 г. были проведены работы по отключению обводненного интервала перфорации, однако эффект был незначительный. Скважина находится около контура нефтеносности, поэтому предполагается прорыв воды к забою скважины из ВНК. В ноябре 2013 г. скважина была законсервирована ввиду высокой выработки запасов [7] с перспективой ее использования для довыработки запасов турнейского объекта путем забуривания из ее ствола БГС.

Таблица 2.2. Сводные данные по работе скважин турнейского объекта на 01.01.2014 г.

Исходя из вышеизложенного, следует отметить следующее. Турнейский объект Черновского месторождения характеризуется активными подошвенными водами. При неправильном подборе технологического режима скважин быстро образуется конус обводнения и остаются зоны, не охваченные дренированием.

Рисунок 2.4. Накопленная добыча по скважинам и доля их от выработки НИЗ.

2.3    Анализ энергетического состояния турнейского объекта

Закачка воды на Западном поднятии турнейского объекта не осуществляется. Залежи нефти на данном этапе разрабатываются на естественном (упруго-водонапорном) режиме.

Начальное пластовое давление по турнейскому объекту Западного купола составляет 16.1 МПа. За весь период разработки наблюдается незначительное снижение давления, с 2008 года давление стабилизируется и на текущее состояние ниже начального на 2,5 % (15.7 МПа).

На рисунке 2.5 приведена динамика пластовых давлений.

Рисунок 2.5. Динамика пластовых давлений.

2.4    Анализ выработки запасов турнейского объекта

Утвержденные начальные геологические/извлекаемые запасы нефти по турнейскому объекту Западного поднятия составили - по категории В - 1395 тыс.т / 469 тыс.т. (протокол ГКЗ №93-пд от 11.12.2006 г.). Утвержденный КИН по категории В - 0.336 д.ед.

Накопленная добыча нефти составила 177,9 тыс. т или 37,9% от НИЗ. Текущий КИН составил 0.128 (В). Среднегодовая обводненность - 70,5 %.

Основные показатели выработки запасов (В) по турнейскому объекту Западного поднятия приведены на рисунке 2.4. В таблице 2.2 приведены показатели выработки запасов (В) нефти. Накопленный ВНФ составляет 3.4 д.ед.

Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 2003 г. и составляет 18.7 тыс. т при темпе отбора 3.99 %.

Текущий коэффициент извлечения нефти по объекту на 01.01.2014 г. составляет 0.128 д.ед. от запасов категории В. Кратность выработки запасов нефти составляет 17 лет.

Рисунок 2.6. Основные показатели выработки запасов нефти (В). Турнейский объект.

Таблица 2.3. Основные показатели выработки запасов (В). Турнейский объект.

2.5    Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки

Сопоставление за 2009-2011 гг. по турнейскому объекту выполнено с документом на разработку Черновского месторождения «Дополнение к технологической схеме разработки Черновского месторождения» (2006 г.), за 2012-2013 гг. - с документом на разработку Черновского месторождения «Дополнение к технологической схеме разработки Черновского месторождения» (2012 г.)

Сравнение основных проектных и фактических показателей разработки по турнейскому объекту приведено на рисунке 2.7.

Накопленная добыча нефти с 2009 по 2013 годы по проектным документам должна была составить 77,5 тыс. т, фактически добыто 49,1 тыс. т, что на 37% ниже.

В 2013 году добыто по объекту 17,1 тыс. т нефти, что на 71% выше проектного значения (10 тыс. т), добыча жидкости на 51% ниже проектного уровня и составляет 40.8 тыс. т вместо 82,5 тыс. т.

Невыполнение проектных показателей добычи нефти и жидкости за период 2009-2011 гг. связано с отсутствием ввода из бурения двух добывающих скважин. Однако, несмотря на перевод скв. 310 на верейско-башкирский объект и скв. 403 на визейский объект в связи с их обводненностью выше 90% в 2012 и 2013 гг. соответственно, в 2013 г. фактическая добыча нефти превышает проектную за счет перевода скважины 304 с верейско-башкирского в ОРЭ с турнейским объектом (средний дебит за 2013 г. после ГТМ составляет 82,3 т/сут по жидкости и 51,4 т/нефти при работе скважины до ГТМ примерно 8,5 т/сут по жидкости). Средний дебит действующей скважины за 2013 по нефти составил 7,92 т/сут (проект - 4,1 т/сут), по жидкости - 18,9 т/сут (проект - 34,0 т/сут). Среднегодовая обводненность ниже проектной на 20% и составляет 70,5%, что связано с отключением высокообводненных скважин.

Действующий добывающий фонд по турнейскому объекту на 01.01.2014 г. составляет 5 ед. (проект - 7 ед.).

Рисунок 2.7. Сравнение основных проектных и фактических показателей разработки по турнейскому объекту за период 2009 - 2013 гг.

По состоянию на 01.01.2014 г. коэффициент нефтеизвлечения по турнейскому объекту 0,128 доли ед., что ниже проектного на 0,007 доли ед. (по проекту - 0,135 доли ед.). Отбор от утвержденных извлекаемых запасов составляет 37,9% при проектном 40,2%.

Невыполнение проектных уровней добычи нефти и жидкости по турнейскому объекту Черновского месторождения в период 2009 - 2013 гг. в целом составляет 28,4 тыс. т нефти, связано это с меньшим дебитом нефти, недостающего количества добывающих действующих скважин и их отработанного времени.

Вывод. На турнейском объекте пять добывающих скважин, нагнетательных нет. Схема расположения скважин - избирательная, расстояние между скважинами 120-1200 м. Объект находится на третьей стадии разработки, накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.2014 г. составляет 37,9% от НИЗ, текущий КИН составляет 0,128 из 0,336 проектных. Закачка воды не ведется, залежь нефти разрабатывается на естественном (упруговодонапорном) режиме. За весь период разработки наблюдается незначительное снижение пластового давления, на данный момент оно составляет 15,7 МПа.

Коэффициент использования добывающего фонда составляет 0,714 д.ед. при коэффициенте эксплуатации 0,878 д.ед.

Накопленная добыча за последние пять лет составляет меньше проектной на 37% и фактический КИН меньше проектного на 0,007. Причиной этому служат меньший дебит скважин по сравнению с проектным, недостающее количество действующих добывающих скважин, что связано с отсутствием ввода из бурения двух добывающих скважин, предусмотренных текущим проектным документом, а также с переводом в начале наблюдаемого периода скважин на другие горизонты в связи с их высокой обводненностью.

Исходя из анализа работы скважин, следует отметить следующее. Турнейский объект Черновского месторождения характеризуется активными подошвенными водами. При неправильном подборе технологического режима скважин быстро образуется конус обводнения и остаются зоны, не охваченные дренированием.

2.6   
Выбор скважины и метода довыработки запасов

Для проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи рекомендуется брать нерентабельные скважины. К таким скважинам обычно относят либо высокообводненные скважины, либо скважины, по каким-либо причинам остановленные (находящиеся в консервации). На турнейском объекте явным кандидатом для проведения работ является скважина 306.

За четыре года работы скважины она обводнилась до 80% и более. Скважина находится около контура нефтеносности, поэтому предполагается прорыв воды к забою скважины из ВНК. В августе 2009 г. и августе 2013 г. были проведены ремонтно-изоляционные работы, результатом которых явилось отключение нижнего интервала перфорации. Тем не менее, эффекта от работ не последовало, и в ноябре 2013 г. скважина была законсервирована ввиду высокой выработки запасов [7]. По текущему проектному документу предполагается перевод скважины на вышележащий верейско-башкирский объект, однако этот перевод нецелесообразен, поскольку запасы нефти в этом районе вырабатываются скв. 401, которая в настоящее время работает с дебитом по нефти выше 7 т/сут и обводненностью 49%.

По этим причинам перспективно использование скв. 306 для довыработки запасов турнейского объекта путем забуривания из ее ствола бокового горизонтального ствола (БГС). Скважина на 01.01.2014 г. находится в консервации, и бурение БГС из ее ствола позволит перевести ее в добывающий фонд. Возможно забуривание ствола скважины в северном направлении, т.к. там присутствуют необходимая нефтенасыщенная толщина пласта и целики невыработанной нефти.

2.7   
Литературный обзор по методу довыработки запасов и оценка его применимости на турнейском объекте

В настоящее время одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти и полноты ее извлечения из недр является разработка месторождений с использованием горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС) в ранее пробуренных скважинах. Первые горизонтальные скважины в нашей стране были пробурены в Башкирии под руководством А.М. Григоряна и В.А. Брагина [1]. В 1947 году на Краснокамском месторождении из основного вертикального ствола были пробурены два горизонтальных ствола длиной 30 и 35 метров. В Удмуртии опытно-промышленное бурение началось в 1994 году с целью накопления опыта бурения, выявления положительных и отрицательных результатов с целью перехода на промышленное применение горизонтальной технологии проводки.

Особую актуальность горизонтальное бурение приобретает для месторождений со сложным геологическим строением продуктивных залежей и на поздней стадии их разработки. При бурении БГС решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее неработавших продуктивных пластов или их участков в бездействующих, простаивающих, низкопродуктивных, нерентабельных, высокообводненных скважинах. При этом использование существующего ствола скважины для бурения новых стволов позволяет экономить на бурении основного ствола и удешевлять производство работ.

Авторы [3] утверждают, что одними из наиболее перспективных залежей для горизонтального бурения в геологических условиях Удмуртии являются массивные залежи в карбонатных коллекторах турнейского яруса. Обширные опытно-промысловые работы по бурению ГС и БГС были проведены на Мишкинском, Гремихинском, Южно-Киенгопском и ряде других месторождений Удмуртии. В книге авторы приводят в пример опыт разработки черепетского объекта (турнейский ярус) Мишкинского месторождения. Коллекторами здесь являются карбонатные породы, характеризующиеся высокой послойной и зональной неоднородностью. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 7,5 м; вязкость высокосмолистой, парафинистой нефти в пластовых условиях в среднем 76 мПа⋅с. Горизонтальные скважины длиной не более 100 м пробурены в основном на участках залежи с нефтенасыщенной толщиной не менее 10 м и наличием уплотненной пачки между нефтенасыщенными и водонасыщенными породами, выполняющей роль экрана, предупреждающей обводнение пластовой водой. В настоящее время на объект пробурено более 50 ГС и более 54 БГС. Анализ работы пробуренных скважин показывает, что дебиты устойчивы, прогрессирующего обводнения не отмечается. Начальный дебит по горизонтальным скважинам более чем в 7 раз превышает дебит вертикальных скважин. Добыча нефти возросла в 2 раза.

Приводя в пример черепетский объект Мишкинского месторождения, следует отметить тот факт, что значения его фильтрационно-емкостных характеристик близки к подобным значениям для турнейского объекта Черновского месторождения. К тому же, Черновское месторождение находится в пределах 10-15 км от Мишкинского месторождения, что позволяет считать опыт бурения ГС и БГС применимым для рассматриваемого объекта.

Также следует отметить эффективность бурения БГС на Лудошурском месторождении. На турнейский объект пробурено 6 БГС [3], начальные дебиты превышают текущие в 2-2,5 раза. Увеличение текущего КИН за счет бурения БГС составляет 3,5%, прогнозное увеличение конечного КИН - 5-6%.

В значительно худших геологических условиях бурились ГС на Южно-Киенгопском месторождении. Верейский горизонт представлен чередованием терригенных и карбонатных коллекторов с небольшими эффективными толщинами (в среднем 2,9 м). Средний дебит по ГС составил 15 т/сут, что на 10-12 т выше, чем дебит вертикальных скважин. В условиях этого месторождения была доказана возможность получения достаточно больших технико-экономических эффектов в бурении ГС на продуктивные пласты малой толщины (2-3 м)[6].

Турнейский объект Черновского месторождения характеризуется активными подошвенными водами. Это доказывает тот факт, что скважины, находящиеся около контура нефтеносности, быстро обводняются. Подобное произошло со скв. 303, 310, 407, которые впоследствии были переведены на вышележащие объекты. То же касается скв. 306, которую ликвидировали в ноябре 2013 г. как высокообводненную. Однако из-за образования конуса обводнения плохо вырабатываются те участки залежи вокруг обводнившихся скважин, которые ближе к центру залежи.

Учитывая вышесказанное, а также то, что пластовое давление держится на стабильно высоком уровне и отбор на конец 2013 г. составляет 37,9% от НИЗ, следует отметить, что бурение БГС на турнейском объекте Черновского месторождения видится наиболее целесообразным, так как это позволяет увеличить охват пласта процессом дренирования при минимизации экономических затрат.

2.8    Проектирование бокового горизонтального ствола

Авторы [8, с. 33] приводят следующую информацию по проектированию профиля скважин. По величине радиусов кривизны стволов различают три вида профиля горизонтальных скважин: с большим радиусом (более 300 м), средним (100…300 м) и малым радиусом (10…60 м). При этом для восстановления продуктивности эксплуатационных скважин применяются последние два вида. Для горизонтальных стволов среднего радиуса искривления максимальная интенсивность набора кривизны i составляет 3…8° на 10 м проходки. Скважины, выполняемые по среднему радиусу, наиболее экономичны и обеспечивают более точное попадание в заданную точку на поверхности продуктивного пласта, что весьма важно при наличии тонких нефтяных и газовых пластов. Горизонтальные скважины с малым радиусом также успешно применяются для бурения вторых стволов из ранее пробуренных скважин. Интенсивность искривления таких стволов может быть 1-2° на 1 м при радиусах 25…50 м. В таких условиях насосное оборудование помещают в основном стволе, так как для насосов есть ограничения по применению, зависящие как от угла наклона скважины к вертикали, так и интенсивностью набора этого угла.

Авторы [11, с. 151] выделяют следующие критерии выбора точки входа в пласт:

·   минимизация пространственного искривления проектируемых стволов;

·        снижение степени близости стволов в пространстве;

·        минимизация протяженности стволов.

На основе анализа промысловых данных [3, с. 90…101, 187…208], а также с учетом [11] примем начальные значения следующих параметров:

·   отход точки входа в продуктивный пласт от старого забоя - 120 м;

·        длина горизонтального участка - 90, 120, 150 м;

·        азимут бурения горизонтального участка - 10°;

·        абсолютная отметка входа в пласт - -1340 м;

·        зенитный угол вхождения в пласт - 85°;

·        максимальная интенсивность кривизны не превышает 5...6°/10 м;

·        интервал, благоприятный для зарезки окна - 1100…1300 м.

Данные параметры являются оценочными и могут корректироваться в процессе подсчетов.

Расчет профиля скважины выходит за рамки данной курсовой работы, т.к. подобными работами занимаются организации, занимающиеся бурением скважин либо капитальным ремонтом скважин.

2.9   
Проектирование процесса разработки скважины с БГС с помощью математического моделирования

Выбор метода определения технологической эффективности бурения БГС

Поскольку проектирование БГС производится на объекты, имеющие историю разработки вертикальными скважинами, то наличие фактических показателей разработки облегчает определение технологической эффективности.

Методический подход заключается в следующем [3].

На основе теоретических формул оцениваются дебиты вертикальных скважин, которые затем сравниваются с фактическими дебитами работающих вертикальных скважин. Для согласования расчетных дебитов с фактическими вводятся поправочные коэффициенты, которые комплексно учитывают неточности в определении параметров пластовой системы, входящих в теоретические формулы.

Формулу для расчета поправочного коэффициента можно представить в следующем виде:

; (1)

где q_факт - фактический дебит вертикальной скважины, м³/сут;_расчет - расчетный дебит вертикальной скважины, м³/сут;

Получаемые таким образом поправочные коэффициенты используются затем в теоретических формулах оценки дебитов горизонтальных скважин.

Данный прием значительно уточняет прогнозирование дебитов горизонтальных скважин и оценку ожидаемого технологического эффекта.

При оценке начального ожидаемого эффекта дебит БГС является расчетной величиной, а дебит вертикальной скважины - фактической.

Разность между прогнозируемым дебитом и фактическим дебитом вертикальной скважины до бурения БГС определяет технологическую эффективность.

Формула Дюпюи для оценки дебита вертикальных скважин:

 ;  (2)

где    q_в - дебит вертикальной скважины, м³/сут;- толщина пласта, м;

m - вязкость жидкости, мПа⋅с;

р_к - давление на контуре питания, МПа;

р_с - давление на забое скважины, МПа;_с - радиус скважины, м;_k - радиус контура питания, м;

К - абсолютная проницаемость пласта, мкм².

Формула Joshi для оценки дебита горизонтальных скважин:

 ; (3)

Где q_г - дебит скважины с БГС, м³/сут;

К - абсолютная проницаемость пласта, мкм²;- толщина пласта, м;

m - вязкость жидкости, мПа⋅с;

р_к - давление на контуре питания, МПа;

р_с - давление на забое скважины, МПа;_с - радиус скважины, м;- длина горизонтального ствола, м;

 - большая полуось эллипса (контура питания).

Однако формулы (2) и (3) не учитывают многофазного режима фильтрации. Для того чтобы учесть многофазность при стационарной фильтрации жидкости к горизонтальному стволу, авторы [3] предлагают следующие зависимости:

дебит вертикальной скважины по жидкости

;  (4)

дебит вертикальной скважины по нефти

;   (5)

дебит горизонтальной скважины по жидкости

;  (6)

дебит горизонтальной скважины по нефти

;   (7)

где ; k_в(s), k_н(s) - относительные фазовые проницаемости соответственно для воды и нефти; s - водонасыщенность; μ_в и μ_в - вязкость соответственно воды и нефти.

Алгоритм расчетов динамики дебитов с постоянным шагом по времени строится по следующей схеме [3].

. С использованием известных давлений на контуре питания р_к(t_i) и средней насыщенности в области фильтрации s(t_i) на предшествующий момент времени по формулам (6) и (7), с учетом поправочного коэффициента, определяются дебиты скважин q(t_i).

. Рассчитывается новое значение давления на контуре дренирования (среднее давление в пласте)

;   (8)

Где q(t_i) - дебит жидкости вертикальной или горизонтальной скважины, определяемый по формулам (4) и (5), с учетом поправочного коэффициента, т/сут;

 - объем пласта в пределах контура питания, м³;

 - коэффициент упругоемкости пласта;

q_к(t_i) - объемная скорость жидкости, поступающей через контур питания.

Приток жидкости в область через контур питания не трудно задать по текущему балансу отбора и закачки на разрабатываемом объекте. При q_к(t_i)=0 имеем замкнутую область. При этом скорость падения давления в пласте полностью определяется коэффициентом упругоемкости. При 0<q_к(t)<q(t) объем поступления жидкости меньше ее отбора, и среднее давление в пласте будет падать.

Закон поступления жидкости согласно формуле (6) удобно задать в виде

 ;   (9)

Где α - коэффициент компенсации отбора жидкости закачкой (обычно α ≤ 1).

. Определяется новое значение средней водонасыщенности пласта в области отбора

 ; (10)

Где s(t_i) - водонасыщенность в предшествующем периоде времени;_г.в(t_i) - дебит воды по скважине на отрезке времени (t_i,t_i+1);_г.ж(t_i) - дебит жидкости по скважине на отрезке времени (t_i,t_i+1);_п - поровый объем пласта в области фильтрации.

Для определения порового объема V_п пласта вовлекаемого в разработку одним БГС

 ; (11)

4. С использованием параметров р_к(t_i+1) и s(t_i+1) в качестве новых исходных данных проводят расчеты на очередном отрезке времени, т.е. повторяются все пункты алгоритма.

Описанный метод позволяет прогнозировать на этапе проектирования дебиты жидкости, нефти, обводненность, технологическую эффективность горизонтальных скважин, показатели интенсификации разработки.

Зависимости относительных фазовых проницаемостей в конкретных экспериментах рассчитывали по результатам нестационарного вытеснения нефти водой по методике С.А. Кундина и И.Ф. Куранова. В результате статистической обработки экспериментальных данных были получены обобщенные уравнения, описывающие характер изменения относительных фазовых проницаемостей [4].

Рисунок 2.8 - Зависимости относительных фазовых проницаемостей для воды, нефти и обводненности продукции от водонасыщенности продуктивных пластов турнейского яруса. (К_пр=0,454мкм²; m_н=98,4 мПа∙с)

Исходные данные определения технологической эффективности БГС

Исходными данными технологической эффективности бурения БГС на турнейский объект разработки являются [5]:

Таблица 2.4. Исходные данные для математического моделирования процесса разработки турнейского объекта.

Давление на забое скважины подбиралось по следующим соображениям. S.D. Joshi предлагает формулу для расчета критического дебита, при превышении которого наблюдается образование конуса обводнения [10, с. 316]. С учетом перевода единиц из американских промысловых и обозначений, принятых в данной работе, она выглядит следующим образом:

 (12)

где q - дебит скважины, м³/сут;

L - длина горизонтального ствола, м;

a - большая полуось эллипса (контура питания), м;

- разность плотностей жидкостей, г/см³;

К - абсолютная проницаемость, мкм²;

h - нефтенасыщенная толщина пласта, м;

μ_н - вязкость нефти, мПа*с,

b - объемный коэффициент;

F - безразмерный коэффициент, .

Однако, подставляя исходные данные в формулу (12), получаем, что критический дебит составляет 0,27…0,45 м³/сут. Поддержание такого дебита нерентабельно для данного объекта разработки, поэтому было принято решение поддержания забойного давления на уровне 9 МПа, что дает компромисс между дебитом скважины по нефти и риском быстрого образования конуса обводнения.

Определение оптимальной длины горизонтального ствола и расчет добывных показателей скважины

Согласно методике, приведенной в п. 2.9.1, сначала был определен поправочный коэффициент F. Для этого были проанализированы дебиты скважин за последний месяц их работы. Скважина 304 не рассматривалась, т.к. по ней отсутствуют данные по забойному давлению на турнейском объекте.

Таблица 2.5 Теоретический и фактический дебиты по скважинам турнейского объекта Черновского месторождения (за последний месяц работы).

Далее, с учетом коэффициента эксплуатации и объемного коэффициента, путем расчетов с применением программы Excel пакета Microsoft Office были проведены расчеты до 2050 года и получены следующие данные (табл. 2.6). В данной таблице добыча нефти (тыс. т./год) приведен к поверхностным условиям с учетом объемного коэффициента и плотности нефти на поверхности. При расчетах полагалось, что при обводненности продукции скважины более 98% эксплуатация неэффективна.

Были проведены расчеты для значений длины горизонтального ствола, указанных в таблице 2.4. Для выбора оптимальной длины горизонтального ствола были построены зависимости КИН от года и от обводненности.

Как видно, бурение БГС заметно увеличивает КИН, однако при значениях длины ствола от 90 до 150 м КИН возрастает незначительно. Это позволяет нам выбрать длину горизонтального ствола равной 90 м ввиду уменьшения экономических затрат на бурение БГС и риска попадания в водонасыщенную зону.

Анализ результатов математического моделирования показывает следующее. Бурение БГС из ствола скв. 306 позволяет добыть дополнительно 26,0 тыс. т. нефти и сократить срок достижения проектного значения КИН на 13 лет (с 2056 до 2043 гг.). В таблице выделены значения КИН, превышающие проектный. Однако ввиду высокой вязкости добываемой продукции, скважина быстро обводнится, и к 2037 году ее эксплуатация будет нерентабельна. Таким образом, проектный срок эксплуатации скважины составляет 23 года.

Рисунок 2.9. Зависимость КИН от года и от обводненности.

За счет увеличения коэффициента охвата пласта процессом дренирования увеличится конечный КИН. Планируемое превышение текущего КИН над проектным на 2050 год составляет 0,012 или 3,3%.

Рисунок 2.10. Сравнение проектных и планируемых показателей добычи нефти турнейского объекта Черновского месторождения до 2050 г.

Для добычи рекомендуется использование на начальном этапе насоса НВ1Б-44 либо НГН-2-56, с переходом на ЭЦН-80. Данные насосы были выбраны по той причине, что они широко используются на данном месторождении, позволяют добывать жидкость в проектных объемах и не представляют сложности в замене на аналогичное оборудование при отказах и ремонтах. Наиболее оптимальная глубина спуска насоса составляет 680…1070 м при условии зарезки окна из скважины ниже этого уровня. Обуславливается это тем, что на данном участке набор кривизны минимален, что позволяет эксплуатировать насосы в наиболее благоприятных условиях. При заданном забойном давлении динамический уровень предполагается на уровне 400…500 м по вертикали от устья в зависимости от изменения плотности продукции скважины по мере ее обводнения, что равно 540…650 м по глубине скважины.

При эксплуатации БГС глубинными насосами между штангами и трубами возникают значительные силы трения, приводящие к быстрому износу штанговых муфт и внутренней поверхности труб, что снижает их межремонтные периоды [11]. Для предотвращения истирания труб и штанговых муфт рекомендуется применение роликовых, каленых либо шлифованных муфт, устанавливаемых в местах искривления ствола скважины. При наличии песка рекомендуется применять специальные скребки-завихрители, закаленные токами высокой частоты. Для борьбы с односторонним истиранием штанг и муфт рекомендуется использование штанговращателей. Число неполадок в скважинах значительно уменьшается при переводе станка-качалки на малое число двойных ходов (качаний) при большой длине хода.

С другой стороны, погружные центробежные насосы не имеют длинной колонны штанг между насосом и приводом, что позволяет передавать насосу значительно большую мощность, чем штанговой установке, тем самым увеличивая добычу пластовой жидкости. ЭЦН устанавливают в интервале ствола скважины с набором кривизны не более 2 град/10 м и при отклонении оси скважины от вертикали не более 45 град, что исключает отказы агрегата из-за несоосности движущихся узлов и деталей.

Таблица 2.6. Результаты математического моделирования процесса разработки. Сравнение с проектными показателями.