Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН"



РУБРИКИ	Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН"	РЕКЛАМА

Главная

Зоология

Инвестиции

Информатика

Искусство и культура

Исторические личности

Безопасность жизнедеятельности

Бизнес-план

Биология

Бухучет управленчучет

Водоснабжение водоотведение

Военная кафедра

География экономическая география

Законодательство и право

Здоровье

Земельное право

Иностранные языки лингвистика

ПОИСК

Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН"

Рассчитанные по кривым обводнения показатели работы скважины №2 показаны в табл. 23.

Таблица 23. Рассчитанные базовые кривые

Дата	Постоянное нефтесодержание	абызбаева	Назарова-Сипачева	Сипачева-Посевича
1.06	122,49	90,86	83,84	84,05
2.06	191,22	171,34	165,37	165,63
3.06	262,82	251,82	248,79	249,08
4.06	332,41	328,00	328,65	328,74
5.06	402,95	403,72	408,20	408,04
6.06	472,62	477,34	485,42	484,98
7.06	543,32	551,09	562,35	561,70
8.06	621,53	631,73	645,38	645,02
9.06	691,37	703,02	718,29	718,08
10.06	756,18	768,63	785,17	784,76
11.06	824,91	837,70	854,46	854,35
12.06	893,65	906,30	922,58	922,81
1.07	964,35	976,41	992,05	992,05
2.07	1031,06	1042,19	1056,45	1056,34
3.07	1102,66	1112,40	1124,76	1124,23
4.07	1177,89	1185,77	1195,53	1194,36
5.07	1252,00	1257,68	1263,31	1262,26
6.07	1320,73	1324,06	1324,84	1324,22
7.07	1393,90	1394,43	1389,41	1389,12
8.07	1465,76	1463,25	1452,12	1451,83
9.07	1533,42	1527,80	1510,08	1509,96
10.07	1604,30	1595,18	1569,87	1569,94
11.07	1676,86	1663,90	1629,13	1630,37
12.07	1746,70	1729,83	1685,98	1687,64
1.08	1820,66	1799,43	1757,92	1747,36
2.08	1914,00	1886,93	1849,35	1821,38
3.08	2020,32	1986,19	1953,66	1903,93
4.08	2122,30	2081,02	2052,24	1981,40
5.08	2219,48	2171,04	2144,25	2053,70
6.08	2339,76	2282,04	2256,33	2141,22
7.08	2453,58	2386,65	2358,75	2222,09
8.08	2580,69	2503,04	2470,14	2310,24
9.08	2682,47	2595,90	2560,51	2379,24
10.08	2772,07	2677,42	2641,78	2438,85
11.08	2849,39	2747,61	2711,62	2489,46
12.08	2922,87	2814,16	2778,69	2536,86

Оценка эффективности бурения ГС №2 показана в табл. 24

Таблица 24. Дополнительная добыча нефти

Дата	Формула при постоянном нефтесодержании			Формула Абызбаева			Формула Назарова-Сипачева			Среднее значение
	Нак. добыча нефти, базовая, т	доп. добыча нефти, т		Нак. добыча нефти, базовая, т	доп. добыча нефти, т		Нак. добыча нефти, базовая, т	доп. добыча нефти, т		доп. добыча нефти, т
	Нак. добыча нефти, базовая, т	за месяц	нак.	Нак. добыча нефти, базовая, т	за месяц	нак.	Нак. добыча нефти, базовая, т	за месяц	нак.	за месяц	нак.
1.08	1821	131	131	1799	135	135	1758	133	133	133	133
2.08	1914	173	304	1887	179	314	1849	175	308	176	309
3.08	2020	201	504	1986	208	522	1954	203	510	204	512
4.08	2122	180	685	2081	187	709	2052	184	694	184	696
5.08	2219	157	842	2171	164	873	2144	162	856	161	857
6.08	2340	184	1025	2282	193	1066	2256	192	1048	189	1046
7.08	2454	150	1175	2387	159	1225	2359	161	1209	157	1203
8.08	2581	152	1327	2503	163	1387	2470	168	1377	161	1364
9.08	2682	137	1464	2596	146	1533	2561	148	1525	144	1507
10.08	2772	137	1600	2677	145	1678	2642	145	1670	142	1649
11.08	2849	118	1718	2748	125	1803	2712	125	1795	123	1772
12.08	2923	119	1837	2814	126	1929	2779	125	1920	123	1895

Рис. 16. Зависимость Qн от Qж для скважины №2

Кривая обводнения для скважины №2 при постоянном нефтесодержании приведена на рис. 16

Кривая обводнения, полученная по формуле Абызбаева для скважины №2, приведена на рис. 17

Рис. 17. Зависимость Ln(Qн) от Ln(Qж) для скважины №2

Кривая обводнения, полученная по формуле Назарова-Сипачева для скважины №2, приведена на рис. 18

Рис. 18. Зависимость Qж/Qн от Qв для скважины №2

Графики фактической и базовых кривых обводнения для скважины №2 показаны на рис. 19

Рис. 19. Расчет дополнительной добычи за счет бурения ГС №2

Скважина №1

Показатели работы скважины №1 показаны в табл. 25

Таблица 25. Показатели эксплуатации скважины №1

Дата	Добыча за месяц, т		Накопленная добыча, т
Дата	нефть	вода	нефть	жидкость
1.06	43,40	22,36	43,40	65,76
2.06	37,20	20,93	80,60	123,88
3.06	46,50	35,08	127,10	205,46
4.06	46,50	27,31	173,60	279,27
5.06	46,50	26,16	220,10	351,93
6.06	31,00	12,66	251,10	395,59
7.06	43,40	16,05	294,50	455,04
8.06	37,20	18,32	331,70	510,56
9.06	31,00	27,49	362,70	569,05
10.06	21,70	26,52	384,40	617,28
11.06	31,00	42,81	415,40	691,09
12.06	34,10	35,49	449,50	760,68
1.07	34,10	35,49	483,60	830,27
2.07	34,10	24,69	517,70	889,06
3.07	34,10	19,18	551,80	942,34
4.07	31,00	25,36	582,80	998,71
5.07	34,10	34,10	616,90	1066,91
6.07	34,10	38,45	651,00	1139,46
7.07	18,60	20,97	669,60	1179,04
8.07	18,60	20,97	688,20	1218,61
9.07	21,70	21,70	709,90	1262,01
10.07	21,70	21,70	731,60	1305,41
11.07	21,70	21,70	753,30	1348,81
12.07	21,70	21,70	775,00	1392,21
1.08	195,30	0,00	970,30	1587,51
2.08	288,30	32,03	1258,60	1907,84
3.08	300,70	12,53	1559,30	2221,07
4.08	322,40	13,43	1881,70	2556,91
5.08	375,10	19,74	2256,80	2951,75
6.08	344,10	10,64	2600,90	3306,49
7.08	350,30	26,37	2951,20	3683,16
8.08	337,90	25,43	3289,10	4046,49
9.08	396,80	20,88	3685,90	4464,17
10.08	381,30	67,29	4067,20	4912,76
11.08	356,50	58,03	4423,70	5327,30
12.08	430,90	76,04	4854,60	5834,24

Коэффициенты А, В и коэффицинт по критерию Тейла, вычисленные для скважины №1 по разным кривым обводнения приведены в табл. 26

Таблица 26. Коэффициенты, вычисленные для скважины №1

Используемая кривая обводнения	Коэффициенты		Коэффициент по критерию Тейла
Используемая кривая обводнения	А	В	Коэффициент по критерию Тейла
Постоянное нефтесодержание	31,24	0,54	0,000244
Абызбаева	-0,12	0,94	0,000269
Камбарова	396,52	-23145,13	0,002394
Сипачева-Посевича	0,00	0,000212	0,000486
Назарова-Сипачева	1,52	0,000470	0,000281
Максимова (1959)	3,84	0,003687	0,087698
Говорцова-Рябинина	-1,35	1,16	0,018421
Пирвердяна	821,00	-8383,42	0,001399
Сазонов	-1268,38	267,67	0,001062
Максимов	-907,48	246,92	0,001307
Давыдов	-1991,46	6119,51	0,002068

Рассчитанные по кривым обводнения показатели работы скважины №1 показаны в табл. 27

Таблица 27. Рассчитанные базовые кривые

Дата	Постоянное нефтесодержание	абызбаева	Назарова-Сипачева	Сипачева-Посевича
1.06	67,01	45,14	43,00	43,27
2.06	98,62	81,86	80,49	80,86
3.06	142,99	131,69	132,08	132,61
4.06	183,14	175,72	178,06	178,45
5.06	222,65	218,37	222,64	222,68
6.06	246,40	243,74	249,33	248,85
7.06	278,74	278,01	285,44	283,99
8.06	308,94	309,78	318,55	316,32
9.06	340,75	343,02	352,21	349,87
10.06	366,98	370,27	379,13	377,15
11.06	407,12	411,73	419,28	418,25
12.06	444,97	450,58	456,88	456,29
1.07	482,83	489,21	493,74	493,67
2.07	514,80	521,70	525,08	524,73
3.07	543,78	551,03	553,60	552,50
4.07	574,44	581,94	582,63	581,47
5.07	611,53	619,21	616,66	615,99
6.07	651,00	658,71	651,79	652,09
7.07	672,52	680,18	670,64	671,51
8.07	694,05	701,61	689,29	690,75
9.07	717,65	725,07	709,75	711,64
10.07	741,26	748,48	729,97	732,31
11.07	764,86	771,84	749,96	752,77
12.07	788,47	795,16	769,73	773,03
1.08	894,69	899,56	877,71	861,66
2.08	1068,92	1069,16	1046,11	998,71
3.08	1239,29	1233,35	1213,95	1123,62
4.08	1421,95	1407,83	1392,70	1248,54
5.08	1636,70	1611,23	1599,68	1384,73
6.08	1829,65	1792,57	1787,09	1498,29
7.08	2034,52	1983,83	1977,43	1610,68
8.08	2232,14	2167,21	2158,65	1711,90
9.08	2459,32	2376,80	2369,07	1820,41
10.08	2703,30	2600,58	2564,12	1928,54
11.08	2928,77	2806,28	2741,46	2021,52
12.08	3204,50	3056,54	2948,15	2127,13

Оценка эффективности бурения ГС №1 показана в табл. 28

Таблица 28. Дополнительная добыча нефти

Дата	Формула при постоянном нефтесодержании						Формула Абызбаева							Формула Назарова-Сипачева					Среднее значение
	Нак. добыча нефти, базовая, т			доп. добыча нефти, т			Нак. добыча нефти, базовая, т			доп. добыча нефти, т				Нак. добыча нефти, базовая, т		доп. добыча нефти, т			доп. добыча нефти, т
				за месяц		нак.				за месяц		нак.				за месяц	нак.		за месяц		нак.
1.08	895			89		89	900			91		91		878		87	87		89		89
2.08	1069			114		203	1069			119		210		1046		120	207		118		207
3.08	1239			130		333	1233			137		346		1214		133	340		133		340
4.08	1422			140		473	1408			148		494		1393		144	484		144		484
5.08	1637			160		634	1611			172		666		1600		168	652		167		650
6.08	1830			151		785	1793			163		828		1787		157	809		157		807
7.08		2035	145		930			1984	159		988		1977		160			969		155	962
8.08		2232	140		1070			2167	155		1142		2159		157			1125		150	1113
9.08		2459	170		1240			2377	187		1329		2369		186			1312		181	1294
10.08		2703	137		1377			2601	158		1487		2564		186			1498		160	1454
11.08		2929	131		1508			2806	151		1638		2741		179			1677		154	1608
12.08		3204	155		1664			3057	181		1818		2948		224			1901		187	1794

Кривая обводнения для скважины №1 при постоянном нефтесодержании приведена на рис. 20

Рис. 20. Зависимость Qн от Qж для скважины №1

Рис. 21. Зависимость Ln(Qн) от Ln(Qж) для скважины №1

Кривая обводнения, полученная по формуле Абызбаева для скважины №1, приведена на рис. 21

Кривая обводнения, полученная по формуле Назарова-Сипачева для скважины №1, приведена на рис. 22

Рис. 22. Зависимость Qж/Qн от Qв для скважины №1

Графики фактической и базовых кривых обводнения для скважины №1 показаны на рис. 23

Рис. 23. Расчет дополнительной добычи за счет бурения ГС №1

Средняя накопленная дополнительная добыча по 10 скважинам составила

Q=1895+1794+2024+4641+2417+2670+1993+1349+2922+2785=24490 т

6. Расчет технологических показателей разработки

Исходные данные для расчета показателей разработки приведены в табл. 61.

Таблица 61. Исходные данные для расчета показателей разработки

Начальные балансовые запасы (НБЗ), т	117000000
Начальные извлекаемые запасы (НИЗ), т	30000000
На начало планируемого года: – накопленная добыча нефти, т – накопленная добыча жидкости, т – накопленная закачка воды, м3 – действующий фонд добывающих скважин – действующий фонд нагнетательных скважин	4650000 17222222 18238000 518 28
Динамика бурения скважин на ближайший год: – добывающих – нагнетательных	6 0

Количество дней работы добывающих скважин в году, перешедших с предыдущего года:

Дпер=365К (5)

где К – коэффициент эксплуатации, К=0,912

Дпер=365×0,939=332,9

Количество дней работы новых скважин Днов=160

Средний дебит нефти новых скважин qннов=8,2 т/сут

Коэффициент падения нефти из перешедших скважин Кпад=0,939

Годовая добыча нефти из новых скважин

Qннов=qннов×Nднов×Днов (6)

где Nдвв – число новых добывающих скважин

Qннов=8,2 ×6×160=7872 т

Годовая добыча нефти из переведенных скважин

Qнпер=qнпер,t×Nддей,t ×Дпер (7)

Qнпер=2,1 ×518 ×332,88=362106,9 т

Годовая добыча нефти всего

Qн=Qннов+Qнпер (8)

Qн=7872+362106,9=369978,9 т

Годовая добыча нефти из новых скважин предыдущего года, если бы они в данном году работали без падения

Qннов,t-1=qннов,t-1×Nднов×Дпер (9)

Qннов,t-1=8,2×6 ×332,88=16377,7 т

Годовая добыча нефти из перешедших скважин предыдущего года (если бы они работали без падения)

Qнпер,t= Qнпер,t-1 (10)

Возможная расчетная добыча нефти из всех скважин предыдущего года (в случае работы их без падения)

Qнр=Qннов,t-1 +Qнпер,t (11)

Qнр=16377,7+362106,9=378484,6 т

Снижение добычи нефти из скважин предыдущего года

DQн= Qнр-Qнпер,t (12)

DQн= 378484,6–362106,9=16377,7 т

Процент изменения добычи нефти из скважин предыдущего года

(13)

Средний дебит одной скважины по нефти

(14)

где ддей - действующий в данном году фонд добывающих скважин. Он равен сумме действующего фонда добывающих скважин в предыдущем году, новых добывающих скважин и числу отключенных скважин в данном году.

Средний дебит скважин по нефти, перешедших с предыдущего года

(15)

Накопленная добыча нефти

(16)

Текущий коэффициент нефтеизвлечения

(17)

Отбор от утвержденных начальных извлекаемых запасов

(18)

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов

(19)

Темп отбора от текущих извлекаемых запасов

(20)

Средняя обводненность добываемой продукции

(21)

а=4, с=-0,8 в=1

Годовая добыча жидкости

(22)

Добыча жидкости с начала разработки

(23)

Годовая закачка воды

(24)

а=0,2, в=1,2

Годовая компенсация отбора жидкости закачкой

(25)

Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой

(26)

Водо-нефтяной фактор

(27)

Динамика основных показателей разработки показана в табл. 62

Таблица 62. Динамика основных показателей разработки

Годы	Добыча, млн. т		Накопленная добыча, млн. т		В, %	Закачка воды, млн. т		Средний дебит по нефти, т/сут	КИН	Темп отбора от НИЗ	Темп отбора от ТИЗ
Годы	нефти	жидкости	нефти	жидкости	В, %	год	S	Средний дебит по нефти, т/сут	КИН	Темп отбора от НИЗ	Темп отбора от ТИЗ
2010	0,370	1,259	5,02	18,48	71,2	1,60	19,84	2,13	4,29	1,23	1,46
2011	0,353	1,234	5,37	19,72	72,1	1,56	21,40	2,01	4,59	1,18	1,41
2012	0,334	1,207	5,71	20,92	72,9	1,53	22,93	1,88	4,88	1,11	1,36
2013	0,317	1,173	6,02	22,10	73,6	1,48	24,41	1,77	5,15	1,06	1,30
2014	0,299	1,137	6,32	23,23	74,1	1,44	25,84	1,66	5,40	1,00	1,25
2015	0,283	1,098	6,61	24,33	74,7	1,38	27,23	1,55	5,65	0,94	1,20
2016	0,269	1,056	6,88	25,39	74,1	1,33	28,56	1,46	5,88	0,90	1,15
2017	0,253	1,013	7,13	26,40	75,5	1,28	29,83	1,37	6,09	0,84	1,09
2018	0,237	0,966	7,37	27,37	74,9	1,21	31,05	1,28	6,29	0,79	1,04
2019	0,220	0,917	7,58	28,2/	76,2	1,15	32,20	1,19	6,48	0,73	0,97
2020	0,203	0,866	7,78	29,15	76,5	1,09	33,29	1,10	6,66	0,68	0,91
2021	0,189	0,811	7,98	29,96	76,8	1,02	34,31	1,04	6,82	0,63	0,85
2022	0,174	0,758	8,15	30,72	77,0	0,95	35,26	0,97	6,97	0,58	0,79
2023	0,161	0,706	8,31	61,42	77,2	0,89	36,14	0,91	7,10	0,54	0,74
2024	0,149	0,657	8,46	32,08	77,4	0,82	36,97	0,85	7,23	0,50	0,69

Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды приведена на рис. 56

Рис. 56. Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды

Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и накопленной закачки воды приведена на рис. 57

Рис. 57. Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и накопленной закачки воды

Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ приведены на рис. 58

Рис. 58. Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ

Выводы и рекомендации

На 1.01.2010 г. на залежах 302–303 пробурены 109 горизонтальных скважин, в том числе на башкирские отложения – 21, на серпуховские -88. В целом за весь период эксплуатации добыто горизонтальными скважинами 1079,25 тыс. т нефти или же 9,9 тыс. т на одну скважину. При этом средний текущий дебит составил 6,3 т/сут, что в 2,5 раза выше, чем по вертикальным скважинам. По скважинам, пробуренным на серпуховский горизонт, средний дебит составил 6,5 т /сут, что в 2,6 раза выше, чем по вертикальным скважинам. По скважинам, пробуренным на башкирский горизонт, средний дебит составил 5,8 т /сут. Это в 2,3 раза выше, чем по вертикальным скважинам.

Таблица 63. Сравнение показателей работы вертикальных и горизонтальных скважин, введенных в эксплуатацию на залежах 302–303 в период с 2001 г.

Показатели	Вертикальная	Горизонтальная
Скважин	213	109
Отработанное время, дни	325417	186687
Средняя стоимость 1 скважины	7,5	13
Накопленный отбор, т	813544	1079250
Добыто нефти на 1 скв., т	3819,5	9901,4
Добыто на 1 млн. рублей затрат, т	509,3	761,6
Средний дебит нефти, т/сут	2,5	6,3

Список использованной литературы

1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1998.

2. Желтов Ю.П., Стрижов И.Н. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений: Учебное пособие для вузов/ Ю.П. Желтов, И.Н. Стрижов, А.Б. Золотухин, В.М. Зайцев – М.: Недра, 1985.

3. Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 1. Системы и режимы разработки: Учебно-методическое пособие. – Альметьевск: АГНИ, 2007.

4. Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 2. Процессы воздействия на пласты (Технологии и методы расчета): Учебно-методическое пособие. – Альметьевск: АГНИ, 2008.

5. Ибатуллин Р.Р., Гарипова Л.И. Сборник задач по теоретическим основам разработки нефтяных месторождений. – Альметьевск: АГНИ, 2008.

6. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. – Казань: изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2005.

7. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений (методы, теория, практика) /Р.Р. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов. – М.: Недра – Бизнесцентр, 2004.

Страницы: 1, 2, 3, 4