Нефтегазовое дело» «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти

метки: Объект, Добыча, Эксплуатация, Обслуживание, Нефть, Скважина, Пласт, Составить

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт нефти и газа Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений УТВЕРЖДАЮ Заведующий кафедрой Булчаев Н.Д. подпись инициалы, фамилия 2016 г. БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА «Нефтегазовое дело» «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» Методы повышения эффективности разработки Ванкорского нефтегазового месторождения Руководитель канд. техн. наук, доц. Квеско Б.Б. подпись, дата должность, ученая степень инициалы, фамилия Выпускник Рудь А.С. подпись, дата инициалы, фамилия Консультанты: Мусияченко Е.В. подпись, дата инициалы, фамилия Нормоконтролер подпись, дата Помолотова О.В. инициалы, фамилия Красноярск 2016

2 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт нефти и газа «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» УТВЕРЖДАЮ Заведующий кафедрой Булчаев Н.Д. подпись инициалы, фамилия 2016 г. ЗАДАНИЕ НА ВЫПУСКНУЮ КВАЛИФИКАЦИОННУЮ РАБОТУ в форме бакалаврской работы

3 Студенту Рудь Александр Сергеевич Группа ГБ Направление (специальность): «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» Тема выпускной квалификационной работы: «Методы повышения эффективности разработки Ванкорского нефтегазового месторождения». Утверждена приказом по университету от Руководитель ВКР инициалы, фамилия, должность, ученое звание и место работы Исходные данные для ВКР: Научные статьи и научно-техническая литература по нефтегазовому профилю Перечень разделов ВКР: 1.Геолого-физическая характеристика месторождения, 2.Сведения о разработке месторождения, 3.Методы повышения эффективности разработки Ванкорского нефтегазового месторождения, 4. Безопасность и экологичность. Перечень графического материала: Схема лицензионных участков АО «Ванкорнефть», Сводный разрез, Многозабойная горизонтальная скважина, Показатели разработки пласта Нх-1. Руководитель ВКР подпись инициалы и фамилия Задание принял к исполнению подпись, инициалы и фамилия студента 20 г.

4 РЕФЕРАТ Выпускная квалификационная работа 80 страниц, 15 рисунков, 21 таблиц, 19 источников. ДОБЫЧА НЕФТИ, РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ, ГОРИЗОНТАЛЬНАЯ СКВАЖИНА, МНОГОЗАБОЙНАЯ ГОРИЗОНТАЛЬНАЯ СКВАЖИНА, БОКОВОЙ СТВОЛ, АВТОНОМНОЕ УСТРОЙСТВО РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРИТОКА. В данной дипломной работе рассматривается Ванкорское месторождение, право пользования недрами Ванкорского лицензионного участка принадлежит ЗАО «Ванкорнефть». В первой части работы рассматриваются общие сведения о месторождении, краткая геолого-физическая характеристика продуктивных пластов и физико-химическая характеристика пластового флюида. Во второй части проводится анализ разработки месторождения, включающий в себя текущее состояние разработки, характеристику фонда скважин. В специальной части рассмотрены базовый вариант и новые методы разработки. Рассмотрены методы разработки многозабойными горизонтальными скважинами, метод ограничения водопритока путем использования автономного устройства регулировки притока и ограничения притока нежелательного флюида.

Анализ, контроль и регулирование процесса разработки нефтяных ...

... Технический Университет Институт нефти и газа Кафедра «Геология нефти и газа» 1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2013 1 Геологическая часть 1.1 Геолого-геофизическая изученность месторождения Месторождение им. Ю.Корчагина расположено ... пластов. Компания продолжила работу по повышению эффективности разработки месторождения и сдерживанию операционных расходов. Для выполнения программы добычи нефти в 2010 году ...

5 СОДЕРЖАНИЕ Введение Геология месторождения Общие сведения о месторождении Геолого-физическая характеристика месторождения Литолого-стратиграфическая характеристика разреза Тектоника и общий структурный план Нефтегазоносность Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов Запасы нефти и газа пластов Сведения о разработке месторождения Основные этапы проектирования разработки месторождения Текущее состояние разработки нефтяного месторождения Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения Объект Дл-I-III Объект Як-III-VII Объект Нх-I Объект Нх-III-IV Характеристика фонда скважин Анализ технологических показателей разработки и выполнение проектных показателей Анализ примененных методов, направленных на увеличение извлечения нефти из пластов и интенсификации добычи нефти Анализ выработки запасов нефти Методы повышения эффективности разрабортки Разработка Ванкорского месторождения методом бурения горизонтальных многозабойных скважин

6 3.1.1 Актуальность использования многозабойных горизонтальных скважин Базовый вариант разработки пласта Нх Критерии выбора местоположения скважины-кандидата Расчет притока флюида к многозабойной горизонтальной скважине Метод борьбы с обводненностью Безопасность и экологичность Анализ потенциальных опасных и вредных производственных факторов при проведении работ Инженерные и организационные решения по обеспечению безопасности работ Санитарно-гигиенические требования к помещениям и размещению используемого оборудования Обеспечение безопасности технологического процесса Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях Экологичность проекта Заключение Список сокращений Список используемых источников

7 ВВЕДЕНИЕ Ванкорское месторождение является перспективным нефтегазовым месторождением Красноярского края. Сложные природные условия, сложное геологическое строение, создают необходимость применения нестандартных методов разработки, инновационных технологий. Особого внимания на Ванкорском месторождении заслуживает пласт Нх-1. Базовый вариант разработки этого пласта характеризуется не достижением утвержденного проектом значения КИН. В работе рассмотрены новые технологии, основанные на бурении многозабойных горизонтальных скважин. Многозабойная горизонтальная скважина скважина, состоящая из основного горизонтального ствола, из которого в пределах продуктивного горизонта (пласта) пробурен один или несколько боковых стволов. Дебиты многозабойных горизонтальных скважин значительно выше горизонтальных одноствольных. Метод разработки многозабойными скважинами позволяет разрядить сетки скважин, снизить депрессии, увеличить время безводной эксплуатации, изменить категории запасов, считавшиеся ранее не извлекаемыми, которые могут эффективно извлекаться в промышленных масштабах, повысить эффективность многих старых методов воздействия на пласт при их реализации с помощью многозабойных горизонтальных скважин. В данном дипломном проекте мною рассмотрены особенности разработки Ванкорского месторождения, представлен анализ действующего фонда, проведен сравнительный анализ эффективности многозабойных горизонтальных скважин и горизонтальных, приведено обоснование применения многозабойных горизонтальных скважин на Ванкорском месторождении, исходя из особенностей месторождения, физико-химических свойств нефти и условий залегания пластов. 5

Работы: Моделирование динамических процессов фильтрации для горизонтальных ...

... ???????? - радиус скважины, м. Линейный режим течения скважин наблюдается для определенных временных периодов разработки пласта скважинами с трещиной гидроразрыва или горизонтальных, также и в ... Основные понятия гидродинамических исследований горизон- тальных скважин Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) являются одним из методов контроля и мониторинга разработки месторождения углеводородов. ...

8 1 Геология месторождения 1.1. Общие сведения о месторождении Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Туруханском районе, в пределах Северо-Ванкорского лицензионного участка, на территории Дудинского района Таймырского муниципального района Красноярского края (Рисунок 1).

Ближайший населенный пункт г. Игарка, находится в 140 км, а районный центр п. Туруханск — в 300 км к юго-западу от месторождения. Рисунок 1 Схема лицензионных участков АО «Ванкорнефть» Район относится к слабо населённым с плотностью населения менее 1 человека на кв.км. В г. Игарка имеется речной порт и аэропорт, который способен принимать тяжёлые самолёты. Постоянная дорожная сеть в районе 6

9 месторождения и на прилегающих территориях отсутствует. Необходимые материалы и оборудование в г. Игарка завозятся водным путём по р. Енисей. Общая протяженность водной магистрали Красноярск-Игарка 1747 км. Ближайшие месторождения, находящиеся в промышленной эксплуатации: Мессояхское, Южно- и Северо-Соленинское, расположены в км на северо-западе от Ванкорского. Месторождения связаны газопроводом с г. Норильском и конденсатопроводом с г. Дудинкой, где имеется цех по переработке конденсата. В 200 км к юго-западу от Ванкорского месторождения находится Заполярное месторождение, на котором расположена ближайшая точка магистрального газопровода системы «Трансгаза». В 2009 г. был введен в эксплуатацию магистральный нефтепровод Ванкор-Пурпэ. В 2013 году магистральный газопровод. [8] 1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения Литолого-стратиграфическая характеристика разреза В геологическом строении Ванкорского месторождения принимают участие метаморфические образования архейско-среднепротерозойского возраста, осадочные образования ранне-средне-позднепалеозойского и мезозойско-кайнозойского возраста. Глубоким бурением изучены только отложения мезозойско-кайнозойского возраста. Сведения о строении более древних отложений носят гипотетический характер (геофизические исследования и аналогии с соседними территориями).

Скважинами Ванкорского месторождения вскрыты юрские, меловые и четвертичные отложения. Причем, юрские отложения вскрыты не в полном объеме, в самой глубокой скважине забой находится в вымских отложениях средней юры. Меловая система (Нижний мел — K 1 ) Нижнехетская свита (K 1 nch).

Самотлорское нефтяное месторождение

... на размытой поверхности осадков журавской свиты. Толщина отложений достигает 125 м. Тектоника Тектоническое строение района Самотлорского месторождения не отличается от тектонического строения ... сторону Мыхпайского месторождения и отделена от остальных упомянутых выше месторождений по изогипсе -1685 м. Анализ выполненных структурных построений по Самотлорскому месторождению полностью подтвердил ...

Отложения свиты залегают согласно на отложениях верхней юры. Свита представлена преимущественно алевролитами 7

10 и аргиллитами, неравномерно известковистыми. Для отложений характерны сложные виды косой слоистости, обусловленной совместным воздействием волн и течений. Толщина свиты составляет 454 м. Суходудинская свита (K 1 sd) залегает на отложениях нижнехетской свиты, представлена переслаиванием песчаников с глинисто-алевритовыми породами. Мощность отдельных песчаных пластов достигает 60 м. Глинистые пачки мощностью до 40 м, сложены тонким переслаиванием аргиллитов и алевролитов. Песчаники и алевролиты преимущественно хорошей сортировки, аркозовые, цементируются слюдисто-глинисто-каолинитовым и карбонатным материалом, содержание которого меняется. Глинистая часть состоит из гидрослюды, хлорита, смешанослойных, каолинита. Толщина отложений достигает 601 м. Сводный разрез приведен на рисунке 2. 8

11 Рисунок 2 Сводный разрез 9

12 Малохетская свита (K 1 mch) залегает на суходудинской свите. Разрез свиты представлен преимущественно песчаниками с подчиненными прослоями глинисто-алевритовых пород, содержащими линзы и прослои известковых разностей пород, включения обугленных растительных остатков и обломков углей. Толщина свиты меняется от 145 м до 200 м. Яковлевская свита (K 1 jak) залегает на отложениях малохетской свиты. Представлена отложениями надводных дельтовых равнин — аргиллитоподобными глинами, углистыми рассланцованными аргиллитами, алевролитами, слаболитифицированными песчаниками, содержащими прослои углей, известковых и сидеритовых песчаников, известняков, гальку кремнистых и магматических пород. Слоистость пород тонкая, косая, горизонтальная, перекрестная, линзовидная, обусловленная наличием прослоев углистого и слюдистого материала. Отличительной особенностью разреза яковлевской свиты является наличие прослоев углей мощностью 2-4 м, выделяемых внутри глинисто-алевритовых пачек. Толщина яковлевской свиты изменяется от 561 м до 652 м. Долганская свита (K 1-2 dl) залегает на отложениях яковлевской толщи. Представлена серыми и зеленовато-серыми песчаниками и песками, с прослоями буровато-серых алевролитов и аргиллитов, с включением растительных остатков. Пески и песчаники мелко-среднезернистые часто алевритистые, от рыхлых до уплотненных, слюдистые, прослоями каолинизированные, кварцполевошпатового состава. Толщина свиты составляет м. Верхний отдел — K 2 представлен отложениями дорожковской, насоновской, салпадинской и танамской свит. Дорожковская свита (K 2 dr) залегает на отложениях долганской свиты. Сложена глинами, алевритами мелководного шельфа серого и темно-серого цвета, реже черного и буровато-зеленого, содержащими конкреции и тонкие прослои известковых песчаников и углистого алевритового материала. Толщина свиты м. 10

13 Насоновская свита (K 2 ns) залегает на подстилающих отложениях дорожковской свиты. Сложена алевритами, песками, глинами приливноотливных равнин, содержащими линзы и прослои известняков, глинистого сидерита, встречаются обломки углей. Толщина свиты м. Салпадинская свита (K 2 sl) залегает на породах насоновской свиты. Представлена алевритами и глинами мелководного шельфа серого и зеленовато-серого цвета с конкрециями пирита, окатанных галек кремней, осадочных и магматических пород. Толщина свиты м. Танамская свита (K 2 tn) залегает на салпадинской свите. Представлена песками, супесями, суглинками приливно-отливных равнин от светло-серого до до почти белого цвета с прослоями глин, с линзами крупнозернистого песка, гравия, с редкой галькой и конкрециями железистых сидеритов. Сохранившаяся толщина свиты не превышает 457 м Тектоника и общий структурный план Ванкорское месторождение находится в пределах Надым-Тазовской синеклизы. В данных пределах выделяются Сузунское и Лодочное поднятия. Ванкорское поднятие вытянуто с юга на север. По кровле долганской свиты поднятие замыкается изогипсой м, имеет длину 38 км, и ширину 11-13,8 км. Высота поднятия 80 м, площадь 443 км 2. Южный купол поднятия оконтуривается изогипсой -950 м, имеет высоту 30 м и площадь 61,3 км 2. Северный купол по этому уровню не сформирован. По кровле нижнеяковлевской подсвиты Ванкорское поднятие оконтуривается изогипсой м, имеет длину 30,8 км и ширину 11,2-12,2 км. Высота поднятия 90 м, площадь 321,3 км 2. Северный и Южный купола замыкаются изогипсой м. Южный купол имеет высоту 20 м и площадь 30,5 км 2. Северная часть разделена на два малоамплитудных купола мощностью менее 10 м и площадью 14,8 км 2. В нижней части суходудинской свиты Ванкорское поднятие 11

Методы разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов

... готовы вкладывать значительные средства в разработку месторождений и переработку высоковязких нефтей. К сожалению, пока добыча природных битумов и высоковязких нефтей убыточна. Как всякое новое перспективное производство, освоение ресурсов ... к пластам, залегающим на глубине от 50 до 400 м и охватывающим почти весь разрез пермской системы. Битумы тяжелые (плотность 962,6–1081 кг/м 3 ), высоковязкие ( ...

14 оконтуривается изогипсой м, имеет длину 26,1 км и ширину 5,3-7,6 км. Высота поднятия 60 м, площадь 144,6 км 2. Южный купол замыкается изогипсой м. Южный купол имеет высоту 40 м и площадь 65,2 км 2. Северный купол по этому уровню не сформирован. По кровле нижнехетской свиты Ванкорское поднятие оконтуривается изогипсой м, имеет длину 32,2 км и ширину 14,6 13,6 км. Высота поднятия 110 м, площадь 373 км 2. Южный купол замыкается изогипсой м. Южный купол имеет высоту 50 м и площадь 68,4 км 2. Северный купол по этому уровню не сформирован. По средней части нижнехетской свиты Ванкорское поднятие оконтуривается изогипсой м, имеет длину 30,8 км и ширину 12,7-331,2 км 2. Южный купол замыкается изогипсой м. Южный купол имеет высоту 40 м и площадь 56,4 км 2. Северный купол по этому уровню не сформирован. Месторождение находится в зоне распространения многолетнемерзлых пород. В среднем толщина этой зоны составляет м, толщина деятельного слоя 0,5-1,0 м Нефтегазоносность Нефтегазопродуктивность Ванкорского месторождения связана с долганским, яковлевским, суходудинским и нижнехетским уровнями. Месторождение является многозалежным, на Государственном балансе на г. числятся три газовые залежи Дл-I-III, Як-I и Як-II, приуроченные к долганской и яковлевской свитам, две нефтяные залежи Сд-IX и НХ-I, приуроченные к суходудинской и нижнехетской свитам, газонефтяная залежь Як-III-VII и нефтегазоконденсатная залежь НХ-III-IV, приуроченные к яковлевской и нижнехетской свитам. Общая характеристика продуктивных залежей и статистические показатели неоднородности приведены в таблице 1. 12

15 Таблица 1 Характеристика продуктивных залежей Ванкорского месторождения Объекты разработки Параметры Дл-I- III Як-I Як-II Як-III- VII Сд-IХ HX-I HX-III-IV Средняя глубина залегания (абсолютная отметка), м Пластовый, Пластовый, Пластовы Тип залежи сводовый Массивный,сводовы литологически — й сводовый литологически- й, сводовый экранированный экранированный Тип коллектора Терригенный Средняя толщина, м общая Средняя газонасыщенная толщина, м Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м 11,2 2,9 1,4 5, , ,1 5,3 6,3 17,3 6,5 6,0 8,5 28,5 5,2 2,9 11,0 13

Анализ эффективности теплового воздействия на пласт месторождения Катангли

... разработки паротепловым воздействием на II пласт II блока на месторождении Катангли: выбор оптимального размера закачки пара по скважинам, анализ и наблюдение за степенью вытеснения нефти из пласта. Также предлагается применить новый метод на исследуемом ...

16 Окончание таблицы 1 Параметры Объекты разработки Дл-I- III Як-I Як-II Як-III- VII Сд-IХ HX-I HX-III-IV Коэффициент 0,26 пористости, доли ед. 0,27 0,25 0,27 0,20 0,20 0,20 Коэффициент нефтенасыщенности ,48 — ЧНЗ, доли ед. Коэффициент нефтенасыщен- — ности ВНЗ / ВНГЗ, — — 0,59/ 0,66 0,60 0,30 0,51 / 0,59 доли ед. Коэффициент нефтенасыщен- — ности пласта, доли — — 0,61 0,60 0,46 0,53 ед. Проницаемость, мкм пластов 1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных Определение физико-гидродинамических характеристик пород пластов Як-I, Як-II, Як-III-VII, Сд-IX, Нх-I и Нх-III-IV Ванкорского месторождения проводилось по данным исследований, выполненных в лабораториях ООО НК «Роснефть-НТЦ», ООО «РН-УфаНИПИнефть», ОАО «ТомскНИПИнефть». Физико-гидродинамические характеристики продуктивных пластов изучались по следующим направлениям: характеристики вытеснения нефти водой; характеристики вытеснения нефти газом. Эксперименты по вытеснению нефти водой проводились на линейных моделях пластов яковлевской свиты, сформированных керновым материалом, 14

17 отобранным из скважин Ванкорского месторождения, в условиях, приближенных к пластовым. Объектом испытания является составной образец породы в виде цилиндров диаметром 27,6-39,4 мм и длиной мм, приготовленный из керна изучаемого пласта. Для определения коэффициента вытеснения применяется составной образец породы общей длиной не менее 150 мм. В пределах составного образца различие проницаемости отдельных элементов не должно превышать 50 % от среднего значения. Компоновка составного образца происходит таким образом, чтобы по направлению вытеснения нефти каждый последующий образец имел меньшую проницаемость. При определениях используются модели пластовой нефти и воды. Модель нефти готовится из безводной дегазированной нефти добавлением керосина, очищенного от асфальта-смолистых соединений, петролейного эфира, количество которого определяется экспериментально, но не должно превышать 30 %. Модель пластовой воды готовилась на основе водного раствора NaCl. Лабораторные исследования вытеснения нефти проводились по керновому материалу пластов Як-I-Як-III-VII, Сд- IX, Нх-I-Нх-III-IV, Ванкорского месторождения на 471 образцу, отобранному из 14 скважин. Система «нефть-вода» Лабораторными исследованиями при вытеснении нефти водой охвачены породы всех пластов (Як-I, Як-II, Як-III-VII, Сд-IX, Нх-I и Нх-III-IV).

Привлечённые к исследованиям образцы керна охватывают реальные, соответствующие продуктивным пластам месторождения значения пористости, проницаемости, начальной нефтенасыщенности. Диапазон изменения, средние значения, кол-во определений пористости, проницаемости, начальной и остаточной нефтенасыщенности представлены в таблице 2 и 3. 15

18 Таблица 2 Диапазон изменения физико-гидродинамических характеристик пород пластов Яковлевской свиты Ванкорского месторождения при вытеснении нефти водой Пласты Як-III, Як-III-VII Параметр Минимальное значение Максимальное значение Среднее значение Количество определений Пористость, д.е. 0,236 0,316 0, Проницаемость, мд Начальная нефтенасыщенность, д.е. Остаточная. нефтенасыщенность, д.е. 0,651 0,852 0, ,203 0,342 0, Таблица 3 Сравнение результатов анализа образцов керна вытеснением нефти водой Начальная нефтенасыщенность Остаточная нефтенасыщенность Коэффициент вытеснения Як-III 0,55 0,311 0,435 Як-III-VII (Юг) 0,62 0,293 0,528 Як-III-VII (Север) 0,53 0,297 0,439 Для расчета остаточных нефтенасыщенностей были использованы значения средней абсолютной проницаемостей каждого пласта. Разделение проницаемостей по северной и южной части пласта Як-III-VII было произведено по геологической модели. Система «нефть-газ» Лабораторными исследованиями при вытеснении нефти газом охвачены породы пластов: Як-III-VII, Сд-IX, Нх-I и Нх-III-IV. Исследования выполнены в лабораториях ООО «НК «Роснефть-НТЦ», ОАО «ТомскНИПИнефть». 16

Технология добычи нефти и газа

... нефти к забою скважины. Упругие силы нефти, воды и вмещающей их породы проявляются во всех залежах. По мере извлечения нефти и газа из пласта происходит снижение пластового давления и как результат - расширение жидкости и газа и ...

19 Полученные результаты представительны и дают надёжную информацию о характере вытеснения нефти газом. Привлечённые к исследованиям керны охватывают реальные, соответствующие продуктивным пластам месторождения, значения пористости, проницаемости, начальной нефтенасыщенности. Диапазон изменения, средние значения, количество определений пористости, проницаемости, начальной и остаточной нефтенасыщенности представлены в таблице 4. Таблица 4 Диапазон изменения физико-гидродинамических характеристик пород пластов Яковлевской свиты Ванкорского месторождения при вытеснении нефти газом Пласты Як-III, Як-III-VII Параметр Минимальное значение Максимальное значение Среднее значение Количество определений Пористость, д.е. 0,197 0,300 0, Проницаемость, мд Начальная нефтенасыщенность, д.е. 0,67 0,766 0, Остаточная. нефтенасыщенность, д.е. 0,418 0,459 0, Высокие значения остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти газом обусловлены наличием несмешивающегося вытеснения, т.к. давление эксперимента существенно ниже давления смешения используемых в экспериментах газах.для расчета остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти газом были использованы значения средней проницаемости. Полученные значения и коэффициенты вытеснения представлены в таблице 5. 17

20 Таблица 5 Сравнение результатов анализа образцов керна вытеснением нефти газом Начальная Остаточная Пласт/участок Коэффициент нефтенасыщенность, нефтенасыщенность, пласта вытеснения, д.ед. д.ед. д.ед. Як-III 0,55 0,441 0,199 Як-III-VII (Юг) 0,62 0,432 0,304 Як-III-VII (С) 0,53 0,434 0,181 Из таблицы видно, что остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти газом на пластах Як-III, Як-III-VII (Юг), Як-III-VII (Север) отличается от начальной нефтенасыщенности в пласте на небольшую величину, что приводит к низким коэффициентам вытеснения нефти газом. 1.4 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов Физико-химические свойства пластовых флюидов определялись на основе отбора и анализа глубинных и поверхностных проб. Пробы отбирались при испытании пластов Нх-I, Нх-III-IV и Як-III-VII, Сд-IX. Свойства пластовой нефти по глубинным пробам представлены в таблице 6. Таблица 6 Свойства пластовой нефти Наименование Продуктивные пласты Як-III-VII Нх-I Нх-III-IV Сд-IX Давление насыщения газом, МПа 15,9 25,4 27,1 3,5 м 3 /м 3 58,3 186,7 188,8 — м 3 /т 61,6 202,0 211,0 — Объемный коэффициент при Р пл и t пл -однократное разгазирование, доли ед. 1,121 1,44 1,48 1,39 -дифференциальное разгазирование, доли ед. 1,120 1,42 1,46 1,37 18

Сланцевая нефть в современном мире:методы добычи

... Кафедра: РЕФЕРАТ По дисциплине: Нетрадионные источники углеводородов, Тема: Сланцевая нефть в современном мире:методы добычи заочная ... миру. В сентябре 2014 года японская компания Sumitomo была вынуждена полностью свернуть масштабный проект по добыче сланцевой нефти в ... нефть на поверхность при помощи насосов. 1 ИСТОРИЯ Первая коммерческая газовая скважина в сланцевых пластах была пробурена в США в ...

21 Окончание таблицы 6 Наименование Продуктивные пласты Як-III-VII Нх-I Нх-III-IV Сд-IX -однократное разгазирование дифференциальное разгазирование 0,850 0,692 0,687 0,724 Плотность нефти в поверхностных условиях 0,902 0,826 0,847 0,868 Плотность газа при 200С, г/см 3 0,71 0,84 0,87 — Вязкость пластовой нефти при Рпл и tпл, мпа*с 8,9 0,7 0,7 1,063 Пласты Дл-I-III охарактеризованы только шестью пробами свободного газа, отобранными на устье. Газ по своему составу относится к сухим, содержание метана составляет 91,3-98,6% (при среднем значении 95,4%), 3,5% от объема газа занимает азот. Содержание тяжелых углеводородов не превышает 1%. Плотность свободного газа, в среднем, равна 0,83 кг/м 3. Коэффициент сверхсжимаемости равен 0,842. По результатам хроматографического анализа в компонентных составах жидкой и газовой фаз пластовой и разгазированной нефтей сероводород отсутствует. Нефтяной газ сухой. Коэффициент жирности составляет 3,2 %. Молярная доля метана в газе однократного разгазирования пласта Як-III-VII равна 94,2 %. Молекулярная масса пластовой нефти составляет 192,2 г/моль. По плотности (при однократном разгазировании) нефть пластов Як-III-VII относится к тяжелым (902,3 кг/м 3 ).

Вязкость нефти в пластовых равна 8,9 мпа с.. Нефть пластов характеризуется как малосернистая, малопарафинистая, малосмолистая, с содержанием асфальтенов от 0,1 % до 0,7 %, с выходом фракций до 350ºС от 38 до 77 % объемных. Технологический шифр нефти IТ2П1. По пласту Сд-IX отобрана всего одна поверхностная проба. Основные физико-химические свойства пластовой нефти были определены расчетным способом — с помощью программы FLPROP. По плотности (при однократном разгазировании) нефть относится к средним (867 кг/м 3 ).

Вязкость нефти в 19

22 пластовых условиях составляет 1,0 мпа с, что позволяет отнести ее к маловязким. Нефть пласта Сд-IX характеризуются как малосернистая, парафинистая, малосмолистая, с содержанием асфальтенов около 0,06 %, с выходом фракций более 300ºС 67 %. Температура начала кипения нефти 117 С. Плотность поверхностной нефти в пробе составляет 867 кг/м 3. Технологический шифр нефти — IТ1П2. По результатам хроматографического анализа в пластовой нефти сероводород отсутствует. Нефтяной газ жирный. Коэффициент жирности изменяется в пределах от 9,8 % (НХ-I) до 17,7 % (НХ-III-IV).

Газ, выделяющийся при однократном разгазировании нефти пласта НХ-I, более обогащен тяжелыми углеводородами (С6+/ 1,45 %), чем газ пласта НХ-III-IV; молярная доля метана в газе однократного разгазирования пласта НХ-III-IV ниже (82,1 %), чем в НХ-I (90,1 %).

Молекулярная масса пластовой нефти изменяется в диапазоне от 101,2 (НХ-III-IV) до 108,3 г/моль (НХ-I).

По плотности (при однократном разгазировании) нефть пластов группы НХ легкая (828,1 839,2 кг/м 3 ).

Вязкость нефти в пластовых условиях равна 0,7 мпа с. Соответственно, нефть пластов группы НХ относится к маловязким. Нефти пластов группы НХ характеризуются как малосернистые, парафинистые, малосмолистые, с содержанием асфальтенов от 0,2 (пласт НХ-III-IV) до 0,3 % (пласт НХ-I), с выходом фракций до 350 ºС от 56,3 (пласт НХ-III-IV) до 60 % объемных (пласт НХ-I).

Каротаж продуктивности горизонтальных скважин действующего фонда

... дебита скважины, уровня жидкости и ... продуктивности эксплуатируемых объектов. Специалисты ведущих ... г. Гомель), Белорусского фонда развития и поддержки ... каротажа в случае карбонатного разреза. Способы доставки приборов в действующие горизонтальны скважины Актуальность проблемы исследования горизонтальных эксплуатационных скважин ... скважины сальником, в затрубье закачивают воздух и, получая приток нефти ...

Характеристика свободного газа представлена по трем пробам, отобранным на устье, для пластов НХ-III-IV. Газ относится к сухим среднее содержание метана 94,5 %, и характеризуется низким содержанием тяжелых гомологов метана. Этана, в среднем, содержится 0,2 %. Свойства попутно нефтяного газа представлены в приложении 1. Пластовая, попутно добываемая вода среднеминерализованная, жесткая, соленая, относится к хлоридно-кальциевому типу, ее свойства можно рассмотреть в приложении 2. При закачки в пласт через систему ППД необходима дополнительная подготовка пресной воды добываемой из озер и 20

23 поверхностных вод для уменьшения эффекта несовместимости вод и как следствие выпадения солей в пласте. 1.5 Запасы нефти и газа пластов Ванкорское месторождение является крупнейшим новым месторождением России. По величине извлекаемых запасов нефти рассматриваемое месторождение относится к категории крупных. Балансовые запасы на конец 2014 года составляли тыс. т., извлекаемые тыс. т., что видно из таблицы 3. Таблица 7 Геологические запасы Ванкорского месторождения Начальные запасы (А+В+С 1 ) Добыча нефти % Возраст продуктив Балансов Извлек ной толщи За С начала / пласт ые тыс. аемые 2012 г. разраб т. тыс. т. тыс. т. отки тыс. т. вырабо тки запасов нефти (НИЗ) Остаточные извлекаемы Запасы е запасы нефти кат.с 2 нефти (извл.) (А+В+С 1 ) тыс. т. тыс. т. К 1 / Як Ванкорское месторожде ние К 1 / Як К 1 / Як , К 1 / Сд , К 1 / Нх , К 1 / Нх , ,

24 2. Сведения о разработке месторождения 2.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения Основные проектные решения в части разработки утверждены в Технологической схеме 2006 г. В проектном документе было выделено три объекта разработки — Як-II-VII (газонефтяная залежь), Нх-III-IV (нефтегазоконденсатная залежь), Нх-I (нефтяная залежь).

По эксплуатационному объекту Як-II-VII принята самостоятельная блочноквадратная система размещения горизонтальных скважин с расстоянием между скважинами и длиной горизонтального ствола 1000 м, по объектам Нх-I и Нх- III-IV принята самостоятельная однорядная треугольная система размещения горизонтальных скважин с длиной ствола и расстоянием между скважинами 1000 м, предлагалась совместно-раздельная эксплуатация пластов Нх-I и Нх-III- IV, фонд скважин за весь период разработки 250 ед, в т.ч. горизонтальных добывающих 137 ед., нагнетательных 73 ед., газонагнетательных 9 ед., водозаборных 31 ед. В 2009 г. принят действующий проектный документ «Дополнение к технологической схеме разработки Ванкорского месторождения», выполненный ООО «РН-УфаНИПИнефть» и уточняющий технологические решения и уровни добычи УВ (протокол 4540 ЦКР Роснедра от ).

Целью «Дополнения к технологической схеме разработки» являлась разработка Программы исследований добывных возможностей скважин в период до начала промышленной разработки, а также комплексных гидродинамических исследований для получения новой информации о коллекторских и физических свойствах пластов и пластовых флюидов. Основные проектные решения протокола ЦКР Роснедра 4540 от г.: Выделение шести эксплуатационных объектов: двух нефтяных: Сд-IX и Нх-I, газонефтяного Як-III-VII, нефтегазоконденсатного Нх-III-IV, двух 22

25 газовых: Дл-I-III и Як-I-II. Разработка нефтяных объектов с поддержанием пластового давления; газовых объектов на естественном режиме. Основные технологические показатели, максимальные проектные уровни:

• добычи нефти 25208,5 тыс.т. (2017 г.);

• добычи газового конденсата 322,1 тыс.т. (2015 г.);

• добычи жидкости 54291,3 тыс.т. (2031 г.);

• закачки воды 61720,0 тыс.м 3 (2020 г.);
• добычи свободного газа 4121,34 млн.м 3 (2023 г.);
• добычи растворённого газа 6897,0 млн.м 3 (2013 г.);
• использования растворённого газа не менее 98% (2012 г.).

Системы размещения скважин: объект Сд-IX радиальная схема размещения горизонтальных скважин с длиной горизонтального участка 1000 м); объект Нх-I однорядная схема размещения горизонтальных скважин с расстоянием между скважинами и длиной горизонтального участка 1000 м; объект Як-III-VII блочно-квадратная схема размещения скважин с расстоянием между скважинами 1000 м, длина горизонтального участка добывающих скважин 1000 м; объект Нх-III-IV однорядная схема размещения скважин с расстоянием между скважинами 1000 м, длина горизонтального участка 1000 м; объект Дл-I-III избирательная схема размещения скважин; объект Як-I-II избирательная схема размещения скважин. Общий фонд скважин 557, в т.ч. добывающих 261 (из них горизонтальных 252, 9 вертикальных, вводимых из консервации), нагнетательных 174 (из них горизонтальных 62, наклонно-направленных нагнетательных 112), газовых 21, газонагнетательных 6, водозаборных 76, наблюдательных 10. Бурение 169 боковых стволов. Накопленная добыча нефти тыс.т. Достижение КИН по месторождению по категории ВС 1 0,436, в таблице 8 представлены КИНы по объектам. 23

26 Таблица 8 Значение КИН для объектов Ванкорского месторождения Объект КИН Кохв Квыт Як-III-VII 0,462 0,875 0,528 Нх-I 0,371 0,851 0,436 Нх-III-IV 0,407 0,786 0,518 Сд-IX 0,323 0,654 0,494 В 2013 году принят корректирующий проектный документ «Дополнение к технологической схеме разработки Ванкорского месторождения», выполненный ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть» (протокол ЦКР Роснедра 5730 от г.).

Технологические решения ДТСР 2013 года соответствуют проектным решениям ДТСР 2012 года за исключением максимального уровня добычи нефти. Корректировки, внесенные в уровни добычи нефти, продиктованы увеличением темпа роста обводненности по причине высоких темпов отбора нефти. Основные проектные решения:

• выделение восьми эксплуатационных объектов: двух нефтяных: Сд-IX и Нх-I, газонефтяного Як-III-VII, нефтегазоконденсатного Нх-III-IV, двух газовых: Дл-I-III и Як-I (газовая шапка), двух нефтегазовых залежей Як-II и Як- I (нефтегазовая залежь): — разработка нефтяных объектов с поддержанием пластового давления;
• газовых и нефтегазовых объектов на естественном режиме;

— максимальные проектные уровни: добычи нефти и газоконденсата тыс.т. (2014г.) добычи газового конденсата тыс.т. (2014г.) добычи жидкости тыс.т. (2022г.) закачки воды тыс.м 3 (2018г.) закачка газа млн.м 3 (2019 г.) добычи свободного газа млн.м 3 (2017г.) 24

27 добычи газа из газовых шапок млн.м 3 (2016г.) добычи растворённого газа млн.м 3 (2014г.) использование растворённого газа не менее 95% (2014г.) Системы размещения скважин:

• объект Сд-IX — радиальная схема размещения горизонтальных скважин с длиной горизонтального участка 1000 м;
• объект Нх-I — однорядная схема размещения горизонтальных скважин с расстоянием между скважинами и длиной горизонтального участка 1000 м;
• объект Як-III-VII — блочно-квадратная схема размещения скважин с расстоянием между скважинами 1000 м, длина горизонтального участка добывающих скважин 1000 м, по северной части предполагается уплотнение до 700 м при длине ствола 700 м;
• объект Нх-III-IV — однорядная схема размещения скважин с расстоянием между скважинами 1000 м, длина горизонтального участка 1000 м;
• объект Дл-I-III — избирательная схема размещения скважин с длиной горизонтального участка 300 м;

— объект Як-I (газовая залежь) — избирательная схема размещения скважин, за счет перевода скважин с нижележащего объекта Як-III-VII. — объекты Як-I и Як-II — избирательная схема размещения скважин, за счет бурения БГС с нижележащего объекта Як-III-VII. — Общий проектный фонд скважин 680, в т.ч. добывающих 378 (369 горизонтальных), нагнетательных 188 (из них горизонтальных 72), газовых 22, газонагнетательных 6, водозаборных 76, наблюдательных 10. Накопленная добыча нефти тыс.т. Достижение КИН по месторождению по категории ВС 1 0,434. [8] 25

28 2.2 Текущее состояние разработки нефтяного месторождения Основные эксплуатационные объекты добывающие нефть — Як-III-VII, Нх-I, Нх-III-VII, газ — Дл-I-III. По состоянию на г. на Ванкорском месторождении пробурено 206 добывающих скважин на основные эксплуатационные объекты, в т.ч. 124 скважины на объект Як-III-VII, 55 скважин на Нх-III-IV, 27 скважин на Нх-I, 12 газовых Дл-I-III, 125 нагнетательных (48 Як-III-VII, 49 Нх-III-IV, 28 — Нх-I) и 72 водозаборных. Ввод скважин осуществляется в соответствии с утвержденным проектным документом. Реализация проектного фонда скважин 71%. Накопленная добыча нефти на года ( тыс.т.) составила 3,7% от начальных извлекаемых запасов (Ванкорский, Северо-Ванкорский Л.У.).

Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0.046, текущая обводненность 24,3 %, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой 34 %. Из общего объема накопленной добычи нефти на год тыс.т получено за счет фонтанного способа эксплуатации 31 % ( тыс.т), за счет ЭЦН 69 % ( тыс.т ), в том числе из нагнетательных скважин находящихся в отработке на нефть тыс.т нефти. За 2009 год добыто нефти: 3388 тыс.т. (проект), 3640 тыс.т. (факт, отклонение + 7,4%), и жидкости 3606,8 тыс.т. (проект) тыс.т, 3852,3 тыс.т. (факт, отклонение + 6,4%), отклонение фактической годовой добычи от проектной в пределах допустимого. Закачано воды 180 тыс.м 3, обводненность 5,5%, компенсация текущая — 3%. Действующий фонд добывающих скважин составил 72 ед., среднесуточный дебит по нефти 403,9 т/сут, по жидкости 414,0 т/сут. Действующий фонд нагнетательных скважин составил 3 ед., закачка воды производилась в объекты Як-III-VII и Нх-III-IV, средняя приемистость нагнетательной скважины 524,8 м 3 /сут. За счет фонтанного способа эксплуатации добыли 1277 тыс.т. нефти, 2363 тыс.т. нефти — ЭЦН. 26

29 За 2010 год добыто нефти: тыс.т. (проект), тыс.т. (факт, отклонение — 6%), и жидкости 14864,6 тыс.т. (проект) тыс.т, тыс.т. (факт, отклонение — 5%), отклонение фактической годовой добычи от проектной в пределах допустимого. Закачано воды 5404,2 тыс.м 3, обводненность 10,1%, компенсация текущая — 20%. Действующий фонд добывающих скважин составил 128 ед., среднесуточный дебит по нефти 356,2 т/сут, по жидкости 396,2 т/сут. Действующий фонд нагнетательных скважин составил 28 ед., закачка воды производилась в объекты Як-III-VII и Нх-III-IV, средняя приемистость нагнетательной скважины 1105,6 м 3 /сут. За счет фонтанного способа эксплуатации добыли 6069 тыс.т. нефти, 6631 тыс.т. нефти — ЭЦН. За 2011 год добыто нефти: тыс. т ( проект), тыс. т (факт, отклонение + 2,3%), и жидкости тыс.т (проект) тыс.т, тыс.т (факт, отклонение + 3,1%), отклонение фактической годовой добычи от проектной в пределах допустимого. Закачано воды тыс. м 3, обводненность 15,7%, компенсация текущая — 36%. Действующий фонд добывающих скважин составил 177 ед., среднесуточный дебит по нефти 288 т/сут, по жидкости 332 т/сут. Действующий фонд нагнетательных скважин составил 46 ед., закачка воды производилась в объекты Як-III-VII, Нх-III-IV и Нх-I, средняя приемистость нагнетательной скважины 1140 м 3 /сут. За счет фонтанного способа эксплуатации добыли 4829 тыс.т нефти, тыс.т нефти — ЭЦН. За 2012 год добыто нефти и конденсата: тыс. т ( проект), тыс. т (факт, отклонение + 2,1 %), и жидкости 21017,8 тыс.т (проект) тыс.т, 23886,6 тыс.т. (факт, отклонение + 13,6%), отклонение фактической годовой добычи от проектной в пределах допустимого. Закачано воды тыс. м 3, обводненность 24,3%, компенсация текущая — 45,2%. Действующий фонд добывающих скважин составил 237 ед. (из них:196 нефтяных и 41 нагнетательная, находящаяся в отработке на нефть), среднесуточный дебит по нефти 259,1 т/сут, по жидкости 342,4 т/сут. Действующий фонд нагнетательных скважин составил 69 ед., закачка воды производилась в объекты Як-III-VII, Нх- III-IV и Нх-I, средняя приемистость нагнетательной скважины 1125,6 м 3 /сут. За 27

30 счет фонтанного способа эксплуатации добыли 4961 тыс.т нефти, тыс.т нефти — ЭЦН. 2.3 Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения Объект Дл-I-III По состоянию на г. из газового объекта Дл-I-III добыто 1190,1 млн.м 3. газа, при проектной млн.м 3. Действующий фонд добывающих скважин — 10 ед. (по проекту 11).

За 2009 г. из объекта добыли 135,2 (по проекту 149) млн.м 3 газа при среднесуточном дебите газа 86,7 тыс.м 3 /сут. Действующий фонд добывающих скважин составил 6 ед. ( по проекту 5).

За 2010 г. из объекта добыли 218,6 (по проекту 280,3) млн.м 3 газа при среднесуточном дебите газа 156,3 тыс.м 3 /сут. Действующий фонд добывающих скважин составил 7 ед. (по проекту 5).

За 2011 г. из объекта добыли 304,2 (по проекту 177) млн.м 3 газа при среднесуточном дебите газа 122,5 тыс. м 3 /сут. Действующий фонд добывающих скважин составил 8 ед. (по проекту 7).

За 2012 г. из объекта добыли 408 (по проекту 425) млн.м 3 газа при среднесуточном (по проекту 11) Объект Як-III-VII По состоянию на г. из газонефтяного объекта Як-III-VII добыто 33197,6 (по проекту 32001) тыс.т нефти (отклонение +3,7% обусловлено более высокими стартовыми дебитами добывающих скважин, связанных с меньшей фактической расчлененностью продуктивного пласта) и 41164,2 (по проекту 36302) тыс. т жидкости, что составляет 67,3 % от общей добычи нефти 28

31 по месторождению тыс.т. Накопленная закачка воды составила 33845,2 тыс. м 3, компенсация отбора закачкой 43,7%. Отбор от НИЗ составил 3,4% (по проекту 3,6%).

Пробуренный фонд скважин 124 ед. соответствует проектному (122 скв.).

Средняя обводненность добывающих скважин выше проектной и составила 40% (проект 17%).

Средний дебит нефти и жидкости равен 324,4 и 454,9 т/сут (проектный 291,9 / 351,9 т/сут).

Необходимо отметить неконтролируемый рост обводненности на данном объекте. Подробнее эта проблема будет разобрана в главе 4.7. За 2009 г. из объекта Як-III-VII добыли 2475,3 (по проекту 1483,5) тыс. т. нефти при среднем дебите нефти 468,4 т/сут, жидкости 2657,6 (по проекту 1660,5) тыс. т. (при среднем дебите жидкости 502,8 т/сут, закачали 40,6 тыс. м 3 воды, обводненность составила 6,86%. Действующий фонд добывающих скважин составил 47 ед., из них 36 скважин приходится на ЭЦН, в нагнетании 1 скважина со среднесуточной приемистостью 324 м 3 /сут. Добыча нефти по ЭЦН 2338,5 тыс.т, по ФОН 136,8 тыс.т. За 2010 г. из объекта Як-III-VII добыто 8713,4 (по проекту 6773,1) тыс. т нефти и 9768,5 ( по проекту 7874) тыс. т жидкости. Добыча объекта Як-III-VII составляет 68,6 % от общей добычи нефти тыс. т и тыс. т жидкости по месторождению. Среднесуточный дебит по нефти 439 т/сут, по жидкости 492 т/сут. По состоянию на г. действующий фонд добывающих скважин составил 59 скважин и 22 скважины в нагнетании. Действующий фонд состоит из 47 скважин ЭЦН и 12 скважин работающих фонтанным способом эксплуатации (ФОН).

Добыча нефти по ЭЦН 7891,1 тыс.т, по ФОН — 822,3 тыс.т. За 2011 г. из объекта Як-III-VII добыто 9684,2 (по проекту 9035) тыс. т нефти и 11457,8 (по проекту 10462) тыс. т жидкости. Добыча объекта Як-III-VII составляет 67,6 % от общей добычи нефти тыс. т и тыс. т жидкости по месторождению. Среднесуточный дебит по нефти 373,4 т/сут, по жидкости 442 т/сут. По состоянию на г. действующий фонд 29

32 добывающих скважин составил 88 скважин и 29 скважин в нагнетании. Действующий фонд состоит из 77 скважин ЭЦН и 11 скважин работающих фонтанным способом эксплуатации (ФОН).

Добыча нефти по ЭЦН 8380,6 тыс.т, по ФОН 1303,6 тыс.т. За 2012 г. из объекта Як-III-VII добыто 12313,7 (по проекту 11117) тыс. т нефти и 17269,3 (по проекту 13403) тыс. т жидкости. Добыча объекта Як-III-VII составляет 67,4 % от общей добычи нефти тыс. т и тыс. т жидкости по месторождению. Среднесуточный дебит по нефти 324,4 т/сут, по жидкости 454,9 т/сут. По состоянию на г. действующий фонд добывающих скважин составил 130 скважин (из них: 122 нефтяных и 8 нагнетательных, находящихся в отработке на нефть) и 34 скважин в нагнетании. Действующий фонд состоит из 8 скважин ЭЦН и 122 скважин работающих фонтанным способом эксплуатации (ФОН).

Добыча нефти по ЭЦН 11417,4 тыс.т, по ФОН 896,3 тыс.т. Распределение действующего фонда по дебитам, обводненности и способам эксплуатации представлено в таблицах 9 и 10. Таблица 9 Распределение действующего фонда по дебитам и обводненности объекта Як-III-VII Ванкорского месторождения на год Дебит нефти, т <300 Обводненность, % >70 319, 328, 307, 310, 343, 350, 362, 396, 461, 508, 318, 322, 329, 332, 513, 515, 517, 526, 527, 529, 540, 554, 300,321,331,346,35 458, 462, 335, 377, 568, 572, 575, 580, 584, 591, 595, 599, 1,371,452,453,456, 467, 492, 447, 449, 600, 615, 616, 620, 622, 625, 631, 633, 463,491,528,561,92 506, 535, 542, 552, 634, 636, 637, 639, 643, 644, 655, 736, 3 536, 551, 564, 577, 509В

33 Окончание таблицы 9 Дебит Обводненность, % нефти, т > , 330, 349, 364, 365, 366, 555, 569, 304, 316, 320, 336, 305, 315, 601, 614, 626, 628, 629, 632, 635, , 360, 361, , 376, 381, 383, , 334, 392, 394, 623, , 621, 373БИС > , 372, 382, 393, , 309, 375, 386 Таблица 10 Распределение действующего фонда по накопленной добыче нефти и обводненности объекта Як-III-VII Ванкорского месторождения на год Накопленная добыча нефти, тыс.т. Обводненность, % >70 310, 343, 396, 461, 508, 513, 515, 517, < , 527, 529, 540, 554, 555, 568, 569, 318, 458, 332, 447, 572, 575, 580, 584, 591, 595, 599, 600, 300, 456, 463, 492, 506, 542, 552, 601, 615, 616, 620, 622, 623, 625, 626, 491, 528, 561, 535, 536, 564, 577, 628, 631, 632, 633, 634, 635, 636, 637, , , 643, 644, 655, 736, 911, 942, 509В 321, 351, 361, 307, 314, 350, 362, 392, 393, 614, 617, 322, 462, 319, 328, , 453,621, , , 373БИС 304, 316, 331, , 344, 349, 364, 365, 366, , 345, 346, 305, 315, 329, , 371, 376, ,

34 Окончание таблицы 10 Накопленная добыча нефти, тыс.т. Обводненность, % >70 > , 334, 372, , 308, 309, 320, 375, 381, м 3 /сут./атм. На г. средний коэффициент продуктивности равен 13, Объект Нх-I По состоянию на г. из нефтяного объекта Нх-I добыто 3107,7 (по проекту 3279) тыс.т нефти (отклонение 6,3%) и 3275,5 (по проекту 3429) тыс. т жидкости, что составляет 5,6% от общей добычи нефти по месторождению тыс.т. Накопленная закачка воды составила 1306,6 тыс. м 3, компенсация отбора закачкой 24,7%. Отбор от НИЗ составил 1,5% (по проекту 2,9%).

Пробуренный фонд скважин 17 ед. соответствует проектному (17 скв.).

Средняя обводненность добывающих скважин составила 8,3% (проект 1,3%).

Средний дебит нефти и жидкости выше проектных показателей 114 и 123,5 т/сут (проектные 107,5 / 108,9 т/сут).

За 2009 г. из объекта Нх-I добыли 54,2 тыс. т нефти, средний дебит нефти 362,1 т/сут, жидкости 54,3 тыс. т при среднем дебите жидкости 363,1 т/сут, обводненность составила 0,2 %. В действующем добывающем фонде 1 фонтанирующая скважина. За 2010 г. из объекта Нх-I добыто 469,6 (по проекту 14,1) тыс. т нефти и 480,7 (по проекту 14,9) тыс. т жидкости, что составляет 3,7 % от общей добычи нефти тыс. т и тыс. т жидкости по месторождению. Средний 32

35 дебит нефти -169,1 т/сут, жидкости 173 т/сут. По состоянию на г действующий фонд добывающих скважин составил 17 скважин, из которых 1 ФОН (скважина 120).

Добыча нефти по ЭЦН 357,6 тыс.т, по ФОН 112 тыс.т. За 2011 г. из объекта Нх-I добыто 1300 (по проекту 1408) тыс. т нефти и 1349,6 (по проекту 1420) тыс. т жидкости, что составляет 8,8% от общей добычи нефти тыс. т и тыс. т жидкости по месторождению. Средний дебит нефти -153 т/сут, жидкости 158,9 т/сут. Закачали воды 200,3 тыс.т, приемистость нагнетательной скважины составила 225,1 м 3 /сут. По состоянию на г действующий фонд добывающих скважин составил 36 (4 скважины ФОН, 32 скважины ЭЦН) и 6 скважин в нагнетании. Добыли при фонтанном способе эксплуатации 208,4 тыс.т нефти, при ЭЦН 1091,6 тыс.т нефти. За 2012 г. из объекта Нх-I добыто 1283,9 (по проекту 1455) тыс. т нефти и 1390,9 (по проекту 1474) тыс. т жидкости, что составляет 7 % от общей добычи нефти тыс. т и тыс. т жидкости по месторождению. Средний дебит нефти -114 т/сут, жидкости 123,5 т/сут. Закачали воды 1086,3 тыс. м 3, приемистость нагнетательной скважины составила 235,1 м 3 /сут. По состоянию на г действующий фонд добывающих скважин составил 38 скважин (из них: 27 нефтяных и 11 нагнетательных, находящихся в отработке на нефть) и 17 скважин в нагнетании. Добыли при фонтанном способе эксплуатации 250,1 тыс.т нефти ( 2 скважины), при ЭЦН 1033,8 тыс.т нефти (36 скважин).

С 2011 года в зоне отбора (южная часть залежи) наблюдается падение пластового давления с 228 атм (на г.) до 203 атм (на г.) при начальном 258 атм. Распределение действующего фонда по дебитам, накопленной добыче и обводненности представлено в таблицах 11 и

36 Таблица 11 Распределение действующего фонда по дебитам и обводненности объекта Нх-I Ванкорского месторождения на год Дебит Обводненность, % нефти, т >70 < , 702, 704, 706, 707, 709, 714, 718, 728, 703, , , 752, 816, 817, 820, 824, 833, , 708, 711, 712, 716, 722, 749, 800, 825, , 726, 819 > Таблица 12 Распределение действующего фонда по накопленной добыче нефти и обводненности объекта Нх-I Ванкорского месторождения на год Накопленная добыча Обводненность, % нефти, тыс.т <50 700, 702, 704, 707, 714, 716, 718, 722, 726, 728, 734, 749, 752, 816, 817, 819, , , , 709, 712, 800, 833, , 703 > , 705, 706, 710, 711, 824, 836 м 3 /сут/атм. На г. средний коэффициент продуктивности равен 2, Объект Нх-III-IV По состоянию на г. из нефтегазоконденсатного Нх-III-IV объекта добыто 12974,8 (по проекту 13530) тыс.т нефти (отклонение на — 4%) и 34

37 14525,4 (по проекту 15850) тыс. т жидкости, что составляет 24,6 % от общей добычи нефти по месторождению. Отбор от НИЗ составил 2,8% (по проекту 3,8%).

Пробуренный фонд скважин 82 ед. соответствует проектному (82 скв.).

Средняя обводненность добывающих скважин близка к проектной и составила 17% (проект 18%).

Средний дебит нефти и жидкости значительно ниже проектных показателей 229,4 и 267,9 т/сут (проектные 280,4 / 342,4т/сут).

За 2009 г. из объекта Нх-III-IV добыли 1110,7 тыс. т нефти при среднем дебите нефти 363 т/сут, жидкости 1140,4 тыс. т при среднем дебите жидкости 372,7 т/сут, закачали 139,2 тыс. м 3 воды, обводненность составила 2,6 %. Действующий фонд добывающих скважин составил 24 ед., из них 22 скважины приходится на ФОН, в нагнетании 2 скважины со среднесуточной приемистостью 621,8 м 3 /сут. Добыли при фонтанном способе эксплуатации 1086,1 тыс.т нефти, при ЭЦН 24,6 тыс.т нефти. За 2010 г. из объекта Нх-III-IV добыто 3517,1 тыс. т нефти и 3877,5 тыс. т жидкости, что составляет 27,7 % от общей добычи нефти тыс. т и тыс. т жидкости по месторождению. Закачали 1250,9 тыс.м 3, средняя приемистость нагнетательной скважины составила 1087,3 м 3 /сут. По состоянию на г. действующий фонд добывающих скважин составил 48 скважин (31 скважина ФОН, 17 скважин ЭЦН) и 6 скважин в нагнетании. Добыли при фонтанном способе эксплуатации 3036,5 тыс.т нефти, при ЭЦН 480,5 тыс.т нефти. За 2011 г. из объекта Нх-III-IV добыто 3871,4 тыс. т нефти и 4281,2 тыс. т жидкости, что составляет 27,5 % от общей добычи нефти тыс. т и тыс. т жидкости по месторождению. По состоянию на г. действующий фонд добывающих скважин составил 53 скважин (41 скважина ФОН, 12 скважин ЭЦН) и 11 скважин в нагнетании. Закачали 2965,5 тыс. м 3, средняя приемистость нагнетательной скважины составила 1022,5 м 3 /сут. Добыли при фонтанном способе эксплуатации 3316,8 тыс.т нефти, при ЭЦН 554,7 тыс.т нефти. 35

38 За 2012 г. из объекта Нх-III-IV добыто 4475,6 тыс. т нефти и 5226,4 тыс. т жидкости, что составляет 26,3 % от общей добычи нефти тыс. т и тыс. т жидкости по месторождению. По состоянию на г. действующий фонд добывающих скважин составил 69 скважин (46 нефтяных и 23 нагнетательных, находящихся в отработке на нефть) и 18 скважин в нагнетании. Закачали 4394,1 тыс. м 3, средняя приемистость нагнетательной скважины составила 804,2 м 3 /сут. Добыли при фонтанном способе эксплуатации 3814,3 тыс.т нефти (49 скважин), при ЭЦН 661,3 тыс.т нефти (20 скважин).

С 2011 года в зоне отбора (южная часть залежи) наблюдается падение пластового давления с 251,6 атм (на г) до 238,1 атм (на г) при начальном 271 атм. Подробный анализ падения пластового давления представлен в главе 4.6. Распределение действующего фонда по дебитам, обводненности, способам эксплуатации, накопленной добыче нефти, приведено в таблицах 13 и 14. Таблица 13 Распределение действующего фонда по дебитам и обводненности объекта Нх-III-IV Ванкорского месторождения на год Дебит Обводненность, % нефти, т >70 < , 108, 110, 112, 116, 149, 154, 155, 100, 101, 105, 128, 144, 146, 118, 190, 159, 161, 224, 227, 122БИС, 9Р 137, 188, 197, , , , 107, 114, 115, 119, 124, 125, 129, , 133, 138, 139, 141, 142, 145, 148, 117, , 156, 164, 165, 169, 175, 183, 186, 208, 225, 226, , 157, 166, 172, 247, 162В, 162СВ > ,

39 Таблица 14 Распределение действующего фонда по накопленной добыче нефти и обводненности объекта Нх-III-IV Ванкорского месторождения на год Накопленная добыча нефти, тыс.т. < Обводненность, % >70 112,154,155,165,166,169,170,172, 175,183,186,227,228,247,162СВ 103, 108, 110, 114, 115, 116, 138, 100, 128, 188, 197, , 190, , 145, 148, 149, 156, 157, 159, 161, 164, 101, , , 208, 224, 225, 226, 122БИС 107, 119, 124, 129, 130, 134, , 142, 162В, 9Р > , 121, 125, 139, м 3 /сут./атм. На г. средний коэффициент продуктивности равен 14,3 2.4 Характеристика фонда скважин Основные эксплуатационные объекты, добывающие нефть Як-III-VII, Нх-I, Нх-III-IV, Сд-IX, газ Дл-I-III. По состоянию на г. на Ванкорском месторождении пробурено 542 скважины, в т.ч. 293 добывающих, из которых 184 скважин на объект Як- III-VII, 73 скважины на Нх-III-IV, 34 скважины на Нх-I и 2 скважины на Сд- IX; 151 нагнетательных (65 Як-III-VII, 53 Нх-III-IV, 33 Нх-I), 22 газовых Дл-I-III и 76 водозаборных. Ввод скважин осуществляется в соответствии с утвержденным проектным документом. Реализация проектного фонда скважин 80 %. Характеристика фонда скважин по состоянию на г. приведена на рисунке 3 37

40 Наименование Характеристика фонда скважин Як-III-VII Нх-III-IV Нх-I Дл-I-III Сд-IX Нс Итого Пробурено Переведены из нагнетания в отработку на нефть Всего В том числе: Действующие, дающие нефть из них фонтанные ЭЦН ШГН газлифт: Фонд добывающих скважин бескомпрессорный внутрискважинный Бездействующие В освоении после бурения В консервации Наблюдательные Переведены под закачку Переведены на другие горизонты В ожидании ликвидации Ликвидированные Пробурено Возвращены с других горизонтов Переведены из добывающих Всего В том числе: 0 Под закачкой Фонд нагнетательных скважин Бездействующие В освоении после бурения В консервации Наблюдательные В отработке на нефть Переведены на другие горизонты В ожидании ликвидации Ликвидированные Пробурено Возвращены с других горизонтов Всего В том числе: Действующие Фонд газовых скважин Бездействующие В освоении после бурения В консервации Наблюдательные Переведены на другие горизонты В ожидании ликвидации Ликвидированные Фонд специальных скважин Пробурено Рисунок 3 Характеристика фонда скважин по состоянию на г. 2.5 Анализ технологических показателей разработки и выполнение проектных показателей Накопленная добыча нефти на года ( тыс. т) составила 14,8 % от начальных извлекаемых запасов (Ванкорский, Северо-Ванкорский Л.У.).

Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,064, текущая обводненность 37,5 %, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой 38 %. Из общего объема накопленной добычи нефти на ,9 % ( тыс. т) получено за счет фонтанного способа эксплуатации, 72,1 % ( тыс. т) за счет ЭЦН, в том числе из нагнетательных скважин, находящихся в отработке на нефть тыс. т нефти. 38

41 За 2013 год добыто нефти и конденсата: тыс. т ( проект), тыс. т (факт, отклонение + 0,04 %), и жидкости тыс. т (проект) тыс. т, тыс. т (факт, отклонение 1,33 %), отклонение фактической годовой добычи от проектной в пределах допустимого. Закачано воды тыс. м³, обводненность 37,5 % (компенсация текущая 46 %. Действующий фонд добывающих скважин составил 318 ед. (из них: 273 нефтяных и 45 нагнетательных, находящящихся в отработке на нефть), среднесуточный дебит по нефти 218,8 т/сут, по жидкости 350 т/сут. Действующий фонд нагнетательных скважин составил 102 ед., закачка воды производилась в объекты Як-III-VII, Нх-III-IV и Нх-I, средняя приемистость нагнетательной скважины 1 009,3 м³/сут. За счет фонтанного способа эксплуатации добыли 4 592,7 тыс. т нефти, ,3 тыс. т нефти ЭЦН. 2.6 Анализ примененных методов, направленных на увеличение извлечения нефти из пластов и интенсификации добычи нефти Месторождение находится на первой стадии разработки. Интенсивно ведется эксплуатационное бурение, в связи с этим, основным геологотехнологическим мероприятием является ввод новых горизонтальных скважин. Из мероприятий направленных на интенсификацию притока на Ванкорском месторождении осуществлялся гидроразрыв пласта (ГРП) а также мероприятия по оптимизации работы добывающих скважин (оптимизация работы внутрискважинного оборудования).

Обработки призабойной зоны добывающих скважин не проводились по причине технологической сложности проведения поинтервальных обработок в горизонтальной секции скважины длиной 1000 м. Так как месторождение находится на первой стадии разработки крупномасштабные мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов не проводились, однако основное запланированное мероприятие направленное на увеличение выработки нефти зарезка боковых горизонтальных стволов (ЗБС).

39

42 Операции по воздействию на пласт химическими реагентами не осуществлялись, в конце 2013 года был проведен расчет по оценке эффективности полимерного заводнения для основного пласта Як-III-VII, по результатам которого запланировано проведение лабораторных исследований на керне для подбора оптимального реагента и оценки его взаимодействия с породой. Гидравлический разрыв пласта Так как запасы нефти на объектах Як-III-VII и Нх-III-IV являются контактными, проведение операции ГРП на данных пластах приведет к ускоренному прорыву подошвенной воды либо газа газовой шапки. Таким образом проведение операции ГРП возможно лишь на объекте Нх-I, с краевой водой. На на Ванкорском месторождении было проведено 7 операций ГРП на горизонтальных скважинах. Из них: 2 «слепых» одностадийных ГРП в скважинах пребывавших в работе и 5 многостадийных (от 3 до 6 стадий) ГРП на скважинах вводимых из бурения. Таким образом к МИДН можно отнести только 2 «слепых» ГРП, так как проведение операции ГРП во время освоения скважины МИДН не является. В период с февраля по апрель 2013 года компанией «Трайкан Велл Сервис» были выполнены операции по шестистадийному гидравлическому разрыву Нижнехетского пласта Нх-I на трех горизонтальных скважинах, оборудованных компоновками с циркуляционными клапанами фирмы Weatherford. Вывод : При оценке дополнительной добычи данных скважин можно говорить о минимальном двукратном превышении накопленной добычи нефти над добычей без проведения мероприятий по ГРП. Однако на текущий момент не представляется возможным корректно оценить эффективность мероприятий ГРП в связи с невозможностью прогнозирования изменения обводненности, что связано с высокими значениями обводненности, полученными при запуске 40

43 скважин возможно за счет вовлечения в добычу связанной воды нижних изолированных пропластков пласта Нх-I. Кроме этого, не до конца изучено влияние трещин ГРП на риски прорывов воды от нагнетательных скважин по причине еще не оконченного процесса формирования системы ППД и относительно небольших объемов закачки. Данные по проведенным ГТМ на добывающем фонде с целью интенсификации притоков и увеличения нефтеотдачи пластов приведены в таблице 15 Таблица 15 Объемы выполненных методов интенсификации притоков и увеличения нефтеотдачи пластов РИР, изоляция Зарезка вторых Прочие методы притока пластовых ГРП стволов (ИДН) вод Пласт количество операций ьная добыча нефти количество операций ьная добыча нефти количество скважин ьная добыча нефти количество операций ьная добыча нефти Нх-I 0 2(7) Нх III-IV Як III-VII Сд-IX Анализ выработки запасов нефти Одним из основных методов анализа выработки и прогноза хода заводнения является представление логарифма водонефтяного фактора (ВНФ) как функции текущего значения накопленной добычи. Этот график зачастую имеет вид линейной зависимости. Однако ввиду того, что Ванкорское НГКМ находится на первой стадии разработки, ввод новых скважин, изменение технологических показателей работы скважин, а также небольшой срок эксплуатации месторождения оказывают значительное влияние на анализ этой 41

44 зависимости и выработки запасов в целом. На рисунке 4 представлена прогнозная добыча нефти скважин базового фонда на по методике ВНФ. Значение предельной обводнённости в расчётах принималось равным 98 %. Таким образом конечные извлекаемые запасы нефти пластов Як III-VII, Нх III-IV и Нх I составили , и тыс. т соответственно. Это означает, что конечный КИН пластов Як III- VII, Нх III-IV и Нх I равен 34,3; 21,4; 8,5%. Низкие значения выработки связаны как с отсутствием характерной зависимости в случае пласта Нх 1, так и с формированием системы разработки в целом по объектам (ввод новых скважин из бурения, перевод скважин в систему ППД).

Рисунок 4 Прогноз выработки запасов пласта Як III-VII к моменту достижения предельной обводнённости 98 % Основным объектом разработки является пласт Як-III-VII, характеризующийся площадной блочно-квадратной схемой размещения скважин. Система ППД центральной и южной частей залежи сформирована и представлена ячейками заводнения. В целях локализации невырабатываемых участков залежи был проведён анализ элементов заводнения (ЭЗ) пласта Як-III- VII. В качестве критерия прогноза было выбрано значение обводнённости 42

45 равное 98 %. Накопленная добыча по ячейкам заводнения считалась с учётом геометрических коэффицентов участия. Результаты анализа ячеек заводнения и их прогнозного отбора от НИЗ представлены на рисунке 5 43

46 ЭЗ Кол-во лет в экспл-и НИЗ, тыс. т Накопленная добыча нефти, тыс. т Темп отбора от ТИЗ, % Тек. отбор от НИЗ, % Обв-ть, % Отбор от НИЗ (прогноз по LnВНФ), % Рисунок 5 Результаты анализа ячеек заводнения и их прогнозного отбора от НИЗ 44

47 На рисунке 5 представлены текущие и прогнозные показатели анализируемых ячеек заводнения. Полученные значения прогнозных отборов от НИЗ по ЭЗ следует считать неокончательными, так как месторождение находится на начальной стадии разработки и идет бурение уплотняющего фонда скважин. Характер роста ВНФ пласта Як-III-VII обусловлен, в основном, эффектом конусообразования ввиду наличия водоносного горизонта. Вывод: по объекту Як-III-VII выработка запасов идет равномерно, области не затронутые фильтрацией за счет геологических особенностей пласта вовлекаются в добычу при помощи скважин уплотняющего фонда. 45

48 3. Методы повышения эффективности разрабортки 3.1 Разработка Ванкорского месторождения методом бурения горизонтальных многозабойных скважин. скважин Актуальность использования многозабойных горизонтальных Актуальность разработки горизонтальными многозабойными скважинами заключается в применении его в слагающих продуктивный пласт породах с высокой неоднородностью, низкими ФЕС. Проницаемость является одной из важнейших гидродинамических характеристик пористой среды. От величины коэффициента проницаемости зависит пропускная способность пористой среды. Поэтому добывные возможности скважины и пласта или его продуктивность также зависят от величины проницаемости. Вследствие этого проницаемость существенно влияет практически на все технологические показатели разработки. Нефтеотдача, как один из важнейших технологических показателей системы разработки, также определяется величиной проницаемости. Проницаемость является важнейшим гидродинамическим параметром, поэтому его изучению уделяется большое внимание. Проницаемость это физическое свойство пласта, что позволяет использовать для ее изучения хорошо известные и надежные физические методы. Тем не менее, проницаемость пород как физическое свойство пористой среды изучено недостаточно полно. До сих пор имеется много неясных вопросов, связанных с изменением проницаемости при фильтрации жидкостей под различными градиентами давления, с изменением проницаемости в зависимости от свойств фильтрующихся жидкостей и поверхностных свойств пород и др. В настоящее время во всем мире происходит ухудшение структуры запасов углеводородов, в основных регионах нефтедобычи постоянно растет 46

49 доля месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Вместе с тем технологический прогресс, динамичное развитие науки и технологий открывают возмож ности освоения новых категорий ресурсов. Уже ведется масштабная разработка низкопроницаемых и сверхнизкопроницаемых коллекторов, в которых содержится основная доля трудноизвлекаемых мировых запасов нефти. Российские нефтегазовые компании также уделяют большое внимание проблеме ухудшения качества структуры запасов углеводородов, перспективам выявления и освоения нетрадиционных ресурсов. Сегодня всем специалистам нефтегазодобывающей отрасли очевидно, что необходимы принципиально новые подходы к разработке низкопроницаемых коллекторов. Комплексное решение данных задач становится жизненно необходимым для страны в целом. Многозабойная горизонтальная скважина скважина, состоящая из основного горизонтального ствола, из которого в пределах продуктивного горизонта (пласта) пробурен один или несколько боковых стволов. На рисунке 6 представлена многозабойная горизонтальная скважина Рисунок 6 Многозабойная горизонтальная скважина 47

50 3.1.2 Базовый вариант разработки пласта Нх-1 На Ванкорском нефтегазовом месторождении низкими ФЕС характеризуется пласт Нх-1. Предлагаемый метод разработки рассмотрен относительно этого пласта. Фактическая добыча нефти по пласту Нх-1 характеризуется отставанием от проектных значений: за 2012 г. Добыто 1.3 млн.т при проекте 1.5, накопленная добыча 3.1, при проекте 3.4 млн. тонн. Не достижение годовой добычи связано с коэффициентом эксплуатации скважин, т.к. дебит нефти несколько выше проектного значения. При этом наблюдается превышение добычи жидкости 1.7 против 1.5 по проекту и обводненности. На рисунке 7 представлены показатели разработки пласта Нх-1. Рисунок 7 Показатели разработки пласта Нх-1 По пласту Нх-1 отмечается снижение Pпл., Pзаб. ниже проектных значений по причине низких фильтрационных свойств залежи и интенсивного 48

51 снижения пластового давления в зоне отбора. На рисунке 8 представлено изменение давления Pпл и Pзаб Нх июл.09 янв.10 июл.10 янв.11 июл.11 янв.12 июл.12 Рзаб (факт, ФОН), атм. Рпл (факт), атм. Рзаб (проект, ФОН), атм. Рзаб (факт, ЭЦН), атм. Рзаб (проект, ЭЦН), атм. Рпл(ДТСР 2012), атм. Рисунок 8 Изменение давления Pпл. и Pзаб. Базовый вариант разработки характеризуется не достижением утвержденного значения КИН, поэтому была проведена работа по выбору нового варианта разработки. [4] Пласт Нх-1 разрабатывается горизонтальными скважинами (добывающие, нагнетательные).

Базовый вариант предполагает бурение большего количества горизонтальных скважин, чтобы достичь проектного значения КИН (рисунок 9,10).

49

52 Рисунок 9 Карта плотности запасов на начало разработки пласта Нх-1 для базового варианта Рисунок 10 Карта плотности запасов на конец разработки пласта Нх-1 для базового варианта 50

53 Вариант разработки пласта Нх-1 многозабойными горизонтальными скважинами позволит сократить количество необходимых пробуренных горизонтальных скважин, следствием будет не только достижение необходимого КИН, но и повышение экономической эффективности Критерии выбора местоположения скважины-кандидата Основным критерием выбора местоположения скважины-кандидата при бурении является количественная оценка запасов углеводородного сырья. Подсчет запасов углеводородов наиболее часто используется объемным методом, поэтому нужно точно знать входные параметры, учавствующие в расчете. В данном случае необходимо применить анализ чувствительности и выделить параметры, наиболее сильно влияющие на величину запасов углеводородов, с использованием метода Монте-Карло и построением «торнадо-плот». После определения основных параметров нужно выяснить, на каких участках месторождения происходит их наибольшее изменение, т.е. определить зоны с наибольшими рисками и неопределенностями. Для этого используется многовариантное геологическое моделирование с изменением диапазона параметров, определенных по анализу чувствительности. Далее строятся карты среднего квадратичного отклонения и определяются зоны для бурения скважин. Зоны наибольшего риска для бурения скважин соответствуют максимальным средним квадратичным отклонениям. Поэтому для выбора местоположения скважин-кандидатов необходимо сопоставление карт средних квадратичных отклонений и нефтенасыщенных толщин. Зоны с наименьшим средним квадратичным отклонением и наибольшими толщинами будут наиболее благоприятными для бурения [7].

54 скважине Расчет притока флюида к многозабойной горизонтальной В практике эксплуатации многозабойных горизонтальных скважин могут быть использованы различные методики для расчета производительности. Существуют различные математические модели для расчета притока флюида к скважине, учитывающие форму площади дренирования скважины: методы Борисова, Жижье, Джоши, Ренарда и Дупье. Наиболее точной формулой для определения продуктивности является формула Джоши (3.1), которая с помощью коэффициента анизотропии проницаемости учитывает приток пластового флюида к скважине в вертикальной плоскости. Формула Джоши учитывает коэффициент анизотропии проницаемости. Аналитический расчет с помощью формулы Джоши.[3] Формула Джоши, для неоднородого пласта: Q = µ b ln [ ( kh( a+ a 2 ( L 2 ) 2 L 2 p k p ) ) + hß L ln( ßh (ß+1)rс )+S ] (3.1) где k проницаемость, мкм. 2 h эффективная толщина пласта, м. µ — вязкость пластового флюида, Па*с L длина горизонтальной скважины, м. P к давление на контуре питания, Па P давление на забое скважины, Па L Rk a главная полуось эллипса дренирования в L горизонтальной плоскости, м 52

55 ß коэффициент анизотропии r c радиус скважины, м. S скин-фактор Проведем сравнение продуктивности горизонтальной скважины и МЗС в условиях пласта Нх-1 Ванкорского месторождения. Используются исходные данные пласта Нх-1 Ванкорского месторождения из таблицы 3.1. Таблица 16 Исходные данные для расчета Параметр/ Скважины Номер пласта Нх I Эффективная длина горизонтальной скважины — L, м Радиус крукового контура питания — Rк, м Радиус скважины — rс, м 0,0786 0,0786 0,0786 Эффективная толщина пласта — hэф, м. 6,3 6,3 6,3 Проницаемость пласта -k, 10^-3 мкм^ Пластовое давление — Pпл., Мпа Давление на забое скважины — Pзаб, Мпа Δp Мпа Вязкость пластового флюида — µ, Мпа*с 0,7 0,7 0,7 Отношение горизонтальной проницаемости к вертикальной — ß 4,5 4,5 4,5 Расстояние между скважинами Объемный коэффициент — b, м 3 /м 3 1,42 1,42 1,42 Давление насыщения 25,4 25,4 25,4 Скин-фактор принимаем равным нулю (S=0) МЗС представляет из себя основной ствол Lо=1000м с дополнительными боковыми стволами через каждые 100м длиной по 200м (L1, L2, L3, L4, L5).

L=Lo+ L1+L2+L3+L4+L5=2000м Проведем теоретический расчет по формуле Джоши для трех горизонтальных скважин(скв 1,2,3) и для МЗС с 5 боковыми стволами, 53

56 которые могли бы быть пробурены вместо ГС (скв МЗС1,МЗС2,МЗС3).

Установившийся приток. Найдем дебиты Q без учета потерь давления на трение. Скв 1: Q = µ b ln [ ( kh( a+ a 2 ( L 2 ) 2 L 2 p k p ) ) + hß L ln( ßh (ß+1)rс )+S ] = 0,7 1,42 ln [ ( 20 6,3 ( ) 1542, ,2 2 ( ) ) + 6,3 4, ln( 6,3 4,5 (4.5+1) ) ] = 177,8 т/сут Скв МЗС1: Q = µ b ln [ ( kh( a+ a 2 ( L 2 ) 2 L 2 p k p ) ) + hß L ln( ßh (ß+1)rс )+S ] = 0,7 1,42 ln [ ( 20 6,3 ( ) 1674, ,8 2 ( ) ) + 6,3 4, ln( 6,3 4,5 (4.5+1) ) ] = 291,8 т/сут Скв 2: Q = µ b ln [ ( kh( a+ a 2 ( L 2 ) 2 L 2 p k p ) ) + hß L ln( ßh (ß+1)rс )+S ] = 54

57 0,7 1,42 ln [ ( 20 6,3 ( ) 1542, ,2 2 ( ) ) + 6,3 4, ln( 6,3 4,5 (4.5+1) ) ] = 213 т/сут Скв МЗС2: Q = µ b ln [ ( kh( a+ a 2 ( L 2 ) 2 L 2 p k p ) ) + hß L ln( ßh (ß+1)rс )+S ] = 0,7 1,42 ln [ ( 20 6,3 ( ) 1674, ,8 2 ( ) ) + 6,3 4, ln( 6,3 4,5 (4.5+1) ) ] = 349,7 т/сут Скв 3: Q = µ b ln [ ( kh( a+ a 2 ( L 2 ) 2 L 2 p k p ) ) + hß L ln( ßh (ß+1)rс )+S ] = 0,7 1,42 ln [ ( Скв МЗС3: 20 6,3 ( ) 1542, ,2 2 ( ) ) + 6,3 4, ln( 6,3 4,5 (4.5+1) ) ] = 284,5 т/сут Q = µ b ln [ ( kh( a+ a 2 ( L 2 ) 2 L 2 p k p ) ) + hß L ln( ßh (ß+1)rс )+S ] = 55

58 0,7 1,42 ln [ ( 20 6,3 ( ) 1674, ,8 2 ( ) ) + 6,3 4, ln( 6,3 4,5 (4.5+1) ) ] = 466,9 т/сут Таблица 17 Сравнение дебитов горизонтальных и многозабойных горизонтальных скважин Дебит горизонтальной скважины (т/сут.) Дебит МЗС (т/сут) Q МЗС. Q ГС (т/сут.) 177,8 291, ,7 136, ,9 182,4 Из приведенной выше таблицы видно, что дебиты МЗС гораздо выше дебитов ГС. В частности, средний дебит многозабойной скважины с 5 боковыми стволами больше среднего дебита одноствольной горизонтальной в 1,6 раз, что говорит о необходимости применения многозабойных горизонтальных скважин. Использование в многозабойной горизонтальной скважине технологий интеллектуальной скважины обеспечит: сокращение кол-ва скважин и снижение затрат средств, а также времени на дренирование пласта; ускорение добычи; увеличение суммы извлекаемых запасов; более качественное управление составом притока из пласта; сокращение притока нежелательного газа или воды; контроль приемистости различных интервалов в ходе заводнения; сокращение затрат на наземное оборудование; сокращение затрат на операции в скважине. На данный момент в области многозабойной технологии бурения актуальны следующие темы: 56

59 оценка геолого-физических критериев для многозабойного бурения и его перспективы на разрабатываемых и новых месторождениях; определение оптимальной эффективную длины и диаметра стволов, расстояние между ними, в зависимости от определенных геологических условий при реализации многозабойного бурения; программа расчета и выбора технологических показателей для многозабойного бурения скважин. Критерии эффективности многозабойного бурения зависят от геологических и физических параметров объектов и состоянием их разработки: типом залежей, плотностью запасов нефти, эффективными нефтяными толщинами, продуктивностью скважин и т.д. Увеличение числа и длин эффективной части горизонтальных стволов приводит к росту продуктивности и дебита скважин. Существующая статистика бурения горизонтальных стволов позволяет сделать вывод, что оптимальная эффективная длина горизонтального ствола, исходя из условий получения максимального дебита, определяется от 200 до 300 м. Конструкция многозабойной горизонтальной скважины увеличивает площадь дренирования и вероятность нахождения участков с хорошими коллекторскими свойствами. Технологии многозабойного бурения позволят значительно снизить себестоимость добываемой нефти из горизонтальных стволов, значительно повысить экономическую и технологическую эффективность разработки [1].

3.2 Метод борьбы с обводненностью В условиях разработки пласта Нх-1 наблюдаемое превышение ожидаемой обводненности, а также ввод систем ППД, требуют предусмотреть меры для снижения количества прорываемой воды в многозабойную горизонтальную скважину. При нежелательной миграции воды и (или) газа к боковым и основному стволам, или даже в случае неравномерного притока продукции, рекомендуется 57

60 применение автономных устройств регулировки притока и уменьшения притока нежелательных флюидов, таких как вода и газ в стволы, и балансировки добычи в пределах интервалов. Предлагается самонастраивающийся клапан или устройство регулирования расхода [5], в добывающей трубе для добычи нефти из скважины в нефтяном и коллекторе, эта добывающая труба включает в себя нижнюю дренирующую трубу, имеющую секции, которые включают в себя одно или более устройств регулирования притока, которые соединяют геологопромысловую формацию с пространством потока дренирующей трубы. Устройство предназначено для того, чтобы «отличать» между собой нефть и/или газ и/или воду и в состоянии регулировать расход или приток нефти или газа в зависимости от того, для какой из этих текучих сред требуется такое регулирование расхода. На рисунке 11 показана секция добывающей трубы (1), в которой предусмотрен прототип регулирующего устройства (2).

Регулирующее устройство (2) должно иметь круглую, относительно плоскую форму и должно быть снабжено наружными резьбами (3) (см. рисунок 12) для ввинчивания в круглое отверстие с соответствующими внутренними резьбами в трубе. Регулируя толщину, можно приспособить устройство (2) к толщине трубы и совместить с ее внешней и внутренней периферией. Рисунок. 12 и 13 показывает регулирующее устройство (2) в более крупном масштабе. Устройство состоит из первого имеющего форму диска корпусного тела (4) с внешним цилиндрическим участком (5) и внутренним цилиндрическим участком (6) и с центральным отверстием или проемом (10) и второго имеющего форму диска удерживающего тела (7) с внешним цилиндрическим участком (8), так же как и из предпочтительно плоского диска или свободно перемещающегося тела (9), предусматриваемого в открытом пространстве (14), образованном между первым (4) и вторым (7) имеющими форму диска корпусным и удерживающим телами. Тело (9) может для конкретных вариантов применения и настройки отклоняться от плоской формы 58

61 и иметь частично коническую или полукруглую форму (например, по направлению к отверстию (10)).

Как можно видеть на фигуре, цилиндрический участок (8) второго имеющего форму диска удерживающего тела (7) размещен в пределах внешнего цилиндрического участка (5) первого имеющего форму диска корпусного тела (4) и выступает в противоположном этому участку направлении, что образует путь потока, показанный стрелками (11), на котором текучая среда поступает в это регулирующее устройство через центральное отверстие или проем (вход) (10) и течет по направлению к диску (9) и в радиальном направлении вдоль него перед тем, как протекает через кольцевое отверстие (12), образованное между цилиндрическими участками (8) и (6), и далее наружу через кольцевое отверстие (13), образованное между цилиндрическими участками (8) и (5).

Два имеющих форму диска корпусное и удерживающее тело (4), (7) прикреплены друг к другу винтовым соединением, сваркой или другими средствами (не показанными далее на фигурах) в области (15) соединения, которая показана на рисунке. 13. Устройство использует эффект Бернулли, в соответствии с которым сумма статического давления, давления от динамического давления и трения является постоянной вдоль линии потока: P статистическое ρv + P трения = const (3.2) Когда под действием потока текучей среды находится диск (9), перепад давления на диске (9) может быть выражен следующим образом: P над = [P над(p4) P под(f(p1,p2,p3) ] = 1 ρv (3.3) 2 По причине своей более низкой вязкости текучая среда, такая как вода «выполняет поворот позже» и будет следовать далее вдоль диска по направлению к его внешнему краю (обозначенному ссылочной позицией (14)).

59

62 Это создает более высокое давление торможения в области (16) на краю диска (9), что в свою очередь создает более высокое давление над диском. И диск (9), который способен свободно перемещаться в пределах пространства между имеющими форму диска телами (4), (7), будет перемещаться по направлению вниз и, таким образом, сужать путь потока между диском (9) и внутренним цилиндрическим участком (6).

Таким образом, диск (9) перемещается по направлению вниз или по направлению вверх в зависимости от вязкости текучей среды, протекающей через него, благодаря чему этот принцип может быть использован для того, чтобы регулировать (закрывать / открывать) поток текучей среды через устройство. Кроме того, перепад давления на традиционном устройстве регулирования притока (ICD — устройстве) с неизменной геометрией будет пропорциональным динамическому давлению: P = K 1 2 ρv2 (3.4) где постоянная K является, главным образом, функцией геометрии и в меньшей степени зависит от числа Рейнольдса. В регулирующем устройстве площадь проходного сечения будет уменьшаться при возрастании перепада давления, так что объемный расход через регулирующее устройство не будет, или почти не будет, увеличиваться при увеличении перепада давления. Проходящий объемный расход для устройства выше заданного перепада давления является постоянным. Это представляет большое преимущество устройства, поскольку оно может быть использовано для того, чтобы обеспечивать протекание через каждую секцию по всей горизонтальной скважине одного и того же объема, что не возможно при использовании устройств регулирования притока с постоянным проходным отверстием. При добыче нефти и газа регулирующее устройство может иметь два различных варианта применения: использование его в качестве устройства регулирования притока для уменьшения притока воды или использование его 60

63 для уменьшения притока газа в ситуациях прорыва газа. При проектировании регулирующего устройства для различного его применения, такого как вода или газ, как было упомянуто выше, на эффективность и пропускные свойства устройства будут оказывать влияние различные площади и зоны давления, показанные на рисунке 14. Различные площади (зоны) давления могут быть подразделены на A1, P1 представляет собой площадь и давление притока, соответственно. Сила (P1A1), создаваемая этим давлением будет стремиться открыть регулирующее устройство (переместить диск (9) вверх).

A2, P2 представляет собой площадь и давление в зоне, где скорость будет наибольшей и, следовательно, представляет источник динамического давления. Результирующая сила динамического давления будет стремиться закрыть регулирующее устройство (переместить диск вниз по мере увеличения скорости потока).

A3, P3 представляет собой площадь и давление на выходе. Оно должно быть таким же, как давление в скважине (давление на входе).

А4, P4 представляет собой площадь и давление (давление торможения) позади диска. Давление торможения в положении (16) (рисунке 12) создает давление и силу позади диска. Она будет стремиться закрыть регулирующее устройство (переместить диск вниз).

Текучие среды с различной вязкостью обеспечивают различные силы в каждой зоне в зависимости от конструкции этих зон. Для того чтобы оптимизировать эффективность и пропускные свойства регулирующего устройства, расчет площадей будет отличен для различных вариантов применения, например газового/нефтяного или нефтяного водного потока. Следовательно, для каждого варианта применения площади должны быть тщательно сбалансированы и оптимально рассчитаны с учетом свойств и физических условий (вязкости, температуры, давления и т.д.) для каждой расчетной ситуации. 61

64 Рисунок 11 Cекция добывающей трубы, прототип регулирующего устройства Рисунок 12 Устройство регулирующее приток флюидов 62

65 Рисунок 13 Устройство регулирующее приток флюидов Рисунок 14 Устройство регулирующее приток флюидов Особенности устройства: работает автономно; не содержит электроники; не требует скважинных работ; 63

66 предлагаются конструкции для добычи нефти и ограничения притока воды или газа; каждое устройство работает независимо, точно реагируя на условия в пласте. Устройство предназначено для улучшения эксплуатационных характеристик и повышения эффективности заканчивания путем отсрочки притока нежелательных флюидов по всей длине интервала заканчивания. Устройство устанавливается в составе колонны заканчивания и очень эффективно во всех скважинах, где необходима балансировка в длинных интервалах горизонтальных пластов с неравномерной проницаемостью. Регулятор притока — это своего рода устройство забойного штуцирования. Регулятор устанавливается в сочетании с механическими или набухающими пакерами, что дает возможность выравнивать приток по интервалам за счет эффекта автоматического штуцирования, пропорционального интенсивности притока. Рисунок 15 Эффект выравнивания притока приводит к относительному уменьшению дебита на начальном этапе эксплуатации скважины. Тем не менее, в дальнейшей перспективе мы получаем более высокий КИН, поскольку отодвигаем на более поздний срок прорывы воды и газа. Рисунок 15 Выравнивание притока 64