Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м

Показатели работы боковых стволов характеризуются резким падением начальных дебитов по нефти (среднесуточных дебитов за первый год эксплуатации) и стабилизацией на уровне:

– по девону – 2,8 – 3,7 т/сут;

– по карбону – 1,5 – 2,0 т/сут;

и постепенным падением дебитов по жидкости.

Суммарная добыча нефти по продуктивным пластам каменноугольных отложений Туймазинского месторождения

из 30 пробуренных боковых стволов на 01.01.2004 года с начала эксплуатации составляет 103,223 тыс. тонн. Суммарная добыча нефти с начала эксплуатации по пластам девона из 91 скважины с БС составляет 360,695 тыс. тонн.

Основные показатели работы боковых стволов показывают в целом эффективность технологии. Однако имеются объекты и скважины с низкими показателями. Рассмотрим последние подробнее.

На рисунках 3 и 4 приведены гистограммы распределения БС Туймазинского месторождения по дебиту нефти на текущую дату и по среднему дебиту за первый год работы.

По гистограмме рисунка 3 видно, что доля скважин с БС девонских пластов с дебитом (на текущую дату) до 1 т/сут нефти составляет 34,2%, с дебитом до 1,5 т/сут – 48,1%. Данный показатель характеризует низкую эффективность части БС с дебитом, граничащим с экономически предельным. По гистограмме, характеризующей распределение БС девонских отложений по начальным дебитам (рисунок 3), соответствующие доли малодебитных скважин меньше – 13,9% и 31,6%. Выше также и средний дебит нефти за начальный период: 5,7 вместо 2,6 т/сут. Следовательно, текущее распределение дебитов отражает процесс выработки участков залежей с БС: по мере выработки участков, эксплуатирующихся боковыми стволами, текущие дебиты скважин по нефти снижаются. Это подтверждается также данными по накопленной добыче нефти по боковым стволам, приведенными в таблице и на гистограмме распределения.

По гистограмме, характеризующей дебиты скважин с БС каменноугольных отложений, видно, что доля скважин с дебитом по нефти до 1,0 т/сут на текущую дату составляет 34,5%, а с дебитом, граничащим с экономически предельным (до 1,5 т/сут), – 44,8%. Доля соответствующих скважин по начальным дебитам составляет 10,3% и 34,5%. Средний дебиты за начальный период работы и на текущую дату (соответственно 2,2 и 2,1 т/сут) практически не отличаются.

Из этого следует, что практически половина фонда скважин с БС на Туймазинском месторождении имеют дебиты нефти, равные или ниже предельно допустимого по экономическому критерию и относятся к группе низкоэффективных или неэффективных скважин. Таким образом, основная причина низкой эффективности БС – малая продуктивность скважин.

Основная причина низкой продуктивности призабойной зоны пласта – несовершенство технологии вскрытия продуктивного пласта и заканчивания скважин.

Согласно таблицы 16 для достижения окупаемости затрат на бурение боковых стволов на Туймазинском месторождении необходимо отобрать 5,0 – 6,0 тыс. тонн нефти на один боковой ствол. Согласно таблицы 15 и гистограммы распределения БС по накопленной добыче (рисунок 5) таких скважин по девонским отложениям – 15 (20,2% от фонда БС, пробуренного на девон); по карбону – 4 (14,3% от фонда БС каменноугольных продуктивных отложений).

Таблица 16. Предельно допустимые технологические показатели зарезки боковых стволов в ООО НГДУ «Туймазанефть»

Средние значения накопленной добычи нефти по фонду БС девона составляет – 2,549 тыс. тонн, по карбону – 2,426 тыс. тонн, так как скважины последних лет отработали незначительное время. Следует отметить, что 8 скважин карбона и 18 скважин девона имеют накопленную добычу нефти в пределах 3–5 тыс. тонн, т.е. приближаются к предельным значениям.

 Скачать реферат