Анализ работы горизонтальных скважин на Ромашкинском месторождении
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
?ором. Рецептура бурового раствора подбирается исходя из условий качественного вскрытия пласта, максимального сохранения его коллекторских свойств. Для вскрытия и бурения карбонатного продуктивного пласта используются полимерные и полимермеловые растворы, для терригенных коллекторов разработаны и успешно применяются полимерглинистые растворы.
iелью уменьшения негативного влияния избыточного давления на продуктивный пласт и сохранения коллекторских свойств пласта на скв. 3560 Бавлинской площади проведены опытные работы по вскрытию пласта и бурению горизонтального участка с использованием аэрированной жидкости, показатели свойств которой обеспечили вскрытие и бурение продуктивного пласта в условиях равновесия системы скважина - пласт.
На некоторых скважинах проведены работы по отбору керна в горизонтальном стволе, а также испытания различных участков продуктивного пласта пластоиспытателем, спускаемым на трубах, iелью уточнения характеристик пласта.
Анализ работы горизонтальных скважин показывает, что они в основном выполняют свое предназначение - обеспечивают увеличение дебита при одновременном снижении обводненности продукции.
Основная часть горизонтальных скважин дает безводную нефть или нефть с незначительным (до 20 %) содержанием воды, меньшая часть скважин дает нефть с содержанием воды до 60 % и только в некоторых скважинах обводненность продукции составляет более 80 %.
Дебиты горизонтальных скважин превышают дебиты соседних, наклонно направленных, в среднем в 2,32 раза при увеличении затрат на их строительство менее чем в 2 раза. При анализе работы скважин с горизонтальным участком ствола в карбонатных коллекторах замечено, что дебит ГС, пробуренных с использованием различных буровых растворов, в том числе и аэрированного бурового раствора в режиме депрессии, отличается незначительно.
Практика разбуривания скважин на Ромашкинском месторождении показывает, что экономически целесообразно вертикальный участок бурить ротором. Опыт ранее пробуренных скважин показывает, что скважины на данной площади лучше бурить турбинным способом, следовательно для проводки ствола скважины на участках набора, стабилизации и падения зенитного угла выбран турбинный способ.
Для бурения предварительно выбираем следующие компоновки:
для бурения вертикального участка Д295,3 - 3ТСШ-240 - УБТ178- СБТ
для бурения участка набора зенитного угла Д295,3 - Т12М3Б - 240 - КП - УБТ178- СБТ 127
для бурения участка стабилизации зенитного угла Д215,9 - К(Ц) - 3ТСШ 1 -195 СБТ - ЛБТ
для бурения участка снижения зенитного угла Д215,9 - 3ТСШ1-195 - УБТ - СБТ - ЛБТ
2. РАiЕТНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
.1 Анализ текущего состояния разработки
Характеристика фондов скважин, текущих дебитов и обводненности
По состоянию на 1.01.10 г. по залежам 301-303 пробурено 679 скважин, в том числе переведены с других горизонтов (Д1 и С1вв) 154 скважины. В отчётном году пробурено и введено в эксплуатацию 6 нефтяных скважин. Добыча по новым скважинам составила 5,4 тысячи т нефти. Средний дебит одной новой скважины - 5,6 т/сут по нефти, 7,9 т/сут по жидкости, обводнённость 29,3%.
C бобриковского горизонта нижнего карбона (С1вв) на нефть переведены 3 скважины: 13, 136, 161.
В отчетном году по скважинам верей - башкир - серпуховских отложений добыто 352 тыс. тонн нефти. С начала разработки добыто 4547 тыс. тонн, что составляет 15,5% от НИЗ и 3,4% от НБЗ нефти по залежам 302-303.
Средний дебит по нефти составил на конец года 2,1 т/сут, по жидкости 7,1 т/сут.
Характеристика пробуренного и возвращённого фонда скважин приведена в табл. 7.
Таблица 7. Характеристика фонда скважин
Расшифровка фонда1.01.20091.01.20101. Действующий фонд в том числе: а) фонтан б) ЭЦН в) СКН508 0 24 484518 0 28 4902. Бездействующий фонд51383. В ожидании освоения00Расшифровка фонда1.01.20091.01.20104. Эксплуатационный фонд5595565. Нагнетательный фонд в том числе: а) нагнет. действующ б) нагн. бездейств в) ожид. освоения28 27 0 129 28 0 16. Контрольные в том числе: а) наблюдательные б) пьезометрические37 5 3249 5 447. В консервации22208. Ожидающие ликвидации019. Ликвидированные252510 Переведены с др. горизонтов (С1вв и Д1)15115411. Всего скважин на данном объекте670679
Анализ выработки пластов
По состоянию на 1.01.10 г. из продуктивных пластов залежей 302, 303 отобрано 4,547 млн. т. нефти или 15,5% начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,24. Попутно с нефтью отобрано 12,3 млн. м3 воды. Средняя обводненность добываемой продукции за период разработки составила 73%.
В 2009 г. с площади отобрано 352 тыс. т нефти. Темп отбора нефти составил 1,19% начальных и 1,34% от ТИЗ. Попутно с нефтью отобрано 2322 тыс. м3 воды.
Обводненность добываемой продукции равна 86,8%. Фонд действующих добывающих скважин составил 518. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти равен 1,88 т/сут, по жидкости 14,24 т/сут. Среднее пластовое давление в зоне отбора и забойное давление добывающих скважин составляет 7,2 и 5,7 МПа.
В продуктивные пласты закачано с начала разработки 18238 млн. м3 воды, компенсация отбора жидкости в пластовых условиях составила 105,9%. Фонд нагнетательных скважин на 1.01.10 г. равен 29.
Динамика основных показателей разработки
Динамика основных показателей разработки залежей 302-303 приведены в табл. 8.
Таблица 8. Состояние разработки залежей 302, 303
ГодПоказателиQн, тыс. тQж, тыс. тВ, %Рпл, атмРзаб, атмТемп отбора от НИЗ, %Темп отбора от ТИЗ, %Отобрано от НИЗ, %Отобрано от НБЗ, 345678910200076,3254,67070,357,10,260,287,21,6200199,1306,667,770,856,70,340,367,61,652002139,3479,570,971,356,90,470,5281,752003182,0603,769,870,156,30,620,518,551