На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


курсовая работа Бурение горизонтальных стволов скважин, как метод повышения нефтеотдачи

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 19.05.2012. Сдан: 2010. Страниц: 16. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Содержание
ВВЕДЕНИЕ ………………………………………………………………………………...3
БУРЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ  СКВАЖИН, КАК МЕТОД  ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ………………………………...….……………………5
1.1 Орогидрография……………………………….……………….......................................5
1.2 Историческое освоение месторождения….……………………………...…...….…....6
1.3 Стратиграфия….……………………………………………………...…………………6
1.4 Тектоника……………………………………………………………..………….……...7
1.5 Характеристика продуктивных горизонтов……………………...………………...…8
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ  РАЗДЕЛ
2.1 Основные  проектные решения по разработке  месторождения.…………..………..14
2.2 Конструкция скважин………………………………….………………….…………..15
2.3  Скважинное оборудование……………………………………………….…………..16
2.4 Характеристика системы сбора и подготовки нефти, газа и воды……………....…16
2.5 Технология проведения строительства бокового ствола с                         горизонтальным участком………………………………………………………………...17
2.6. Технология вскрытия продуктивного пласта…….……………………………..…..19
2.7  Заканчивание  скважин…………………….…………………………………………..22
2.8 Комплекс  геофизических исследований при  зарезке боковых стволов……………………………………………………………………………..……....23
3. СПЕЦИАЛЬНЫЙ РАЗДЕЛ     
3.1 Применение  БГС на Назаргалеевском месторождении………………...…….…….26
3.2 Анализ  эффективности эксплуатации скважин с боковыми стволами…………..  26
3.3 Анализ  влияния работы скважин с горизонтальным  стволом на нефтеотдачу скважин  первого и второго рядов окружения…………………………………...………28
3.4 Преимущества  технологии строительства боковых  стволов над технологией строительства  новых скважин……………………………………………………………30
3.5 Опыт  и проблемы строительства горизонтальных  стволов скважин в ОАО «Сургутнефтегаз»………………………………………………………………….………31
4.  ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ…………..….35
4.1 Охрана  труда………………………………………………………….……………..…35
4.2 Противопожарные мероприятия…………………………………………...………....37
5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ…………………………..………...38
ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………….………………….40
Список  литературы ………………………………………..…………………….41
ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Таблицы и рисунки………………………………………………………………42 Презентация на диске  СD-R курсового проекта с графическими рисунками                                                                                                                                                                                                                     

Введение

     На  сегодняшний день одним из наиболее эффективных методов увеличения коэффициента нефтеизвлечения и нефтеотдачи пласта, а также стабилизации и снижения темпов роста обводненности продукции скважин на Назаргалеевском месторождении  является мероприятие по строительству боковых стволов скважин.
      Цель  данного курсовой работы состоит в том, чтобы проанализировать эксплуатацию скважин с боковыми стволами и доказать эффективность применения данной технологии на Назаргалеевском месторождении.  
      Строительство боковых стволов является одной из самых эффективных технологий повышения нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи нефти, которая, позволяет добиться снижения темпов естественного падения добычи нефти на старых месторождениях и существенного увеличения коэффициента извлечения нефти из пластов. Бурение боковых стволов из эксплуатационных колонн  позволяет не только реанимировать старые скважины и даже целые залежи, но и формировать наиболее  рациональные  схемы разработки. При этом использование технологии горизонтального бурения позволяет перевести вертикальные или обычные наклонные скважины в разряд  горизонтальных или даже разветвленно-горизонтальные. Также при строительстве боковых стволов в большинстве случаев оказывается  положительное влияние на работу окружающих скважин. 
      Технология  строительства скважин с зарезкой одного, двух, трех боковых стволов  широко и успешно применяется  на Западе, в частности в Канаде. Изучение западного опыта во многом способствовало успешной адаптации технологии строительства боковых стволов на Сургутских месторождениях.
      Строительство боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»  планируется проводить в три этапа. На первом этапе, бурение боковых стволов проводится в аварийных скважинах  с целью возврата их в эксплуатацию и в скважинах высокообводненных за счет заколонных перетоков и образования конусов обводнения, где другие методы снижения обводненности продукции не дали результатов. На втором этапе планируется зарезка боковых стволов в слабо выработанные зоны пластов с целью довыработки запасов и интенсификации добычи нефти. Третий этап бурения боковых стволов предусматривается в скважинах низкопродуктивных зон пластов с сохранением первоначального ствола.
      Работы по строительству боковых стволов начаты в ОАО «Сургутнефтегаз» еще в 1989 году. Первый боковой ствол был зарезан на скважине № 495 в пласт БС2 Быстринского месторождения, но широко внедряться этот метод стал в 2002 году.
      Сейчас  технология строительства боковых стволов становится актуальной в связи с естественным снижением дебита нефти скважин из-за растущей обводнености Назаргалеевского месторождения. На 2005 год пробурено 9 скважин с ЗБС, причем эффективность проведенных мероприятий довольно высока, как по дополнительной добыче нефти, так и с экономической точки зрения. Учитывая результаты 2004 года необходимо дать анализ и дальнейшие перспективы использования, а также объемы проводимых мероприятий с учетом текущего состояния разработки месторождения, а так же предлагаемых объемов ГТМ согласно  «Технологической схеме разработки Назаргалеевского месторождения».
 

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

      Орогидрография
      Административно месторождение расположено в  Сургутском районе Ханты-Мансийского  автономного округа Тюменской области. Месторождение находится в 125 км северо-западнее г. Сургута, в 45 км от г. Лянтора и в 24.5 км от Маслиховского месторождения.
      В физико-географическом отношении Назаргалеевское  месторождение расположено в  Сургутской болотной провинции, соответствующей северной части Среднеобской низменности. По территории месторождения протекают реки Тонтыкортъяун, Пихтияун. Кедровая и др. Здесь расположены крупные озера Валинглор, Ай-Яунлор и ряд озер без названия. Распространены сильно обводненные и заозеренные олиготрофные (сфагновые) болотные системы, преимущественно с грядово-озерковыми и грядово-мочажинно-озерковыми комплексами. Большая часть территории месторождения заболочена (77%), заозеренность составляет 5%. Леса приурочены к долинам рек, их склонам и занимают 12.5%. В соответствии с Постановлением Правительства РФ № 1404 от 23.11.1996 г. на территории Назаргалеевского месторождения выделены водоохранные зоны вдоль рек и вокруг крупных озер, соединенных между собой ручьевой сетью.
      Согласно  геоботаническому районированию (И.С. Ильина, В.Д. Махно, 1976 г.) территория месторождения расположена в подзоне средней тайги.
      Климат  района резко континентальный. Зима продолжительная, суровая и снежная. Средняя температура самого холодного  месяца, января –21.40 С. Толщина снежного покрова до 60-75 см. Продолжительность периода с устойчивыми морозами составляет 164 дня. Среднегодовая температура почвы –3.10 С. Лето короткое (50-60 дней), умеренно теплое и пасмурное. Средняя температура самого теплого месяца (июля) +16.80 С с абсолютным максимумом +34 С. В целом климат района типичен для зоны тайги.
      Назаргалеевское месторождение находится в разработке НГДУ «Лянторнефть», имеющего развитую производственную инфраструктуру:
пункт подготовки нефти, дожимную насосную станцию, систему напорных и межпромысловых нефтепроводов, газопроводов, сеть автомобильных дорог, систему электроснабжения, базы производственного обслуживания.
      Ближайший пункт подготовки нефти - Лянторский ЦПС.
      При НГДУ «Лянторнефть» развита система  ремонтных подразделений и служб.
      При освоении месторождения, снабжение материалами и оборудованием производится из г. Сургута, имеющего крупный железнодорожный узел, речной порт и аэропорт, способный принимать пассажирские и большегрузные транспортные самолеты. Схема размещения объектов производственной инфраструктуры представлена на (рис. 1.1.1.).
      История освоения района
      Назаргалеевское нефтяное месторождение открыто  в 1996 году Сургутской нефтегазоразведочной экспедицией, введено в разработку ОАО «Сургутнефтегаз» в 2000 году. Месторождение находится на территории Южно-Камынского лицензионного участка (лицензия ХМН № 00433НЭ от 05.03.1997 г.), недропользователем которого является ОАО «Сургутнефтегаз». Эксплуатацию месторождения осуществляет НГДУ «Лянторнефть».
      Назаргалеевское нефтяное месторождение введено  в разработку на основании «Технологической схемы опытно-промышленной разработки Назаргалеевского месторождения», составленной Тюменским отделением СургутНИПИнефть  в 1998 г. (протокол ЦКР ХМАО № 84 от 22.01.99 г.). Работа была выполнена на геологическую основу и запасы нефти, числившиеся на балансе ВГФ по состоянию на 1.10.1998 г.
      Разбуривание  месторождения началось в 2000 г. с  центральной части месторождения (участок ОПР, категория запасов С1). За год было пробурено 3 проектные скважины. В этом же году введены в эксплуатацию 2 разведочные (№ 3210Р, 3219Р) и 1 поисковая скважина – № 3204П.
      В 2001 г. на месторождении было пробурено 33 скважины. Из них в центральной  части участка ОПР было пробурено 27 скважин и введены в эксплуатацию 2 разведочные скважины: № 3211Р, 3218Р. Вне участка ОПР, в границах запасов категории С1 было пробурено 6 скважин, в том числе скважина № 340, углубленная на пласт ЮС22 с целью оценки добывных возможностей пласта.
      В 2002 г. разбуривание велось, в основном, в западной части месторождения (участок ОПР) и в южном направлении (категория запасов С1). Всего за год было пробурено 38 проектных скважин. В этом же году введена в эксплуатацию поисковая скважина № 3205П (категория С1).
      В 2003 г. бурение велось, в основном, в северо-восточной (категории запасов С1 и С2) и южной частях месторождения (категория запасов С1). Всего по проекту была пробурена 51 скважина. Из числа пробуренных в 2003 году, в связи с уточнением геологического строения дополнительно к проектному фонду были размещены 4 скважины.
      Результаты  эксплуатационного бурения в 2002-2003 гг. подтвердили конфигурацию залежи нефти и нефтенасыщенные толщины  в пределах залежи нефти пласта АС11.
      По  состоянию на 1.01.2004 г. на месторождении пробурено 150 скважин: добывающих – 100 (в том числе 8 разведочных в эксплуатации), нагнетательных – 37, водозаборных – 4, контрольных – 5, поисково-разведочных – 4. Проектный фонд реализован полностью.
      Стратиграфия
     Геологический разрез Назаргалеевского месторождения сложен мощной толщей мезозойско-кайнозойских осадочных терригенных пород, залегающих на палеозойском фундаменте. В основу стратиграфического расчленения района положены «Региональные стратиграфические схемы мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины» принятые на пятом Тюменском межведомственном стратиграфическом совещании в 1990 г., утвержденные МСК СССР в январе 1991 г. Сводный литолого-стратиграфический разрез юрско-мелового комплекса представлен на рис. 1.3.1.
    Д о ю р с к и е о б р а з о в а н и
    М е з о з о й с к а я  г р у п п а (Mz)
    Ю р с к а я  с и с т е м а (J):
     - Н и ж н и й  о т  д е л (J1)
     - С р е д н и й  о  т д е л (J2)
     - В е р х н и й  о  т д е л (J3)
    М е л о в а я  с и с т е м а (К)
     - Н и ж н и й  о т  д е л (К1):
     сортымская, усть-балыкская, сангопайская, алымская, покурская свиты
     - В е р х н и й  о  т д е л  (К2): 
     верхняя подсвита покурской свиты, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты.
    К а й н о з о й с к а я  г р у п п а  (Кz)
    П а л е о г е н о в а я  с и с т е м а (Р):
     - п а л е о ц е н о в ы й:
     талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская, журавская свиты 
     - э о ц е н о в ы й 
     - о л и г о ц е н о в ы й
    Ч е т в е р т и ч н а я  с и с т е м а (Q).
 
  1.4. Тектоника
       Площадные сейсмические исследования МОВ на территории Южно-Камынского лицензионного участка начали проводиться в 1964 г. В результате этих работ были выявлены, детализированы и подготовлены к бурению Комарьинское, Лянторское, Востокинское, Камынское, Студеное и другие поднятия.
       Выявлен ряд положительных структур  III порядка, в том числе средние и малые, такие как Биттемское (Восточно-Студеное), Чигоринское, Картурское поднятия, Метельная, Южно-Студеная, Западно-Студеная структуры.
     Начиная с 1998 года, на площадях Южно-Камынского лицензионного участка проводятся сейсморазведочные работы МОВ ОГТ 2Д с 48-кратным накапливанием. Обработка полевых материалов проводилась с применением обрабатывающего комплекса ProMAX версии 7.2. Интерпретация сейсмических материалов осуществлялась в интерпретационных системах компаний CGG и Landmark.
     В западной части Южно-Камынского лицензионного  участка и на прилегающих к  нему площадях были проведены трехмерные сейсмические работы. Исследования МОВ  ОГТ 3Д с бином 25х50 м на отчетной площади проводились ОАО «Хантымансийскгеофизика» с 1996 по 2001 гг.
     Изученность сейсморазведкой Южно-Камынского лицензионного  участка является достаточно высокой. Плотность наблюдений способом МОВ  ОГТ 2Д составляет около 2.5 пог. км/км2.
     По  отражающему горизонту ЮC2 в пределах Назаргалеевского месторождения описываемая площадь в структурном плане представляет собой группу структур, имеющих преимущественно северо-западное, субширотное простирание. Самым крупным является поднятие Метельное-1, с севера и северо-востока граничащее с небольшими малоамплитудными структурами – Малометельным, Метельным-2 и Метельным-3.
     Структурные построения по отражающим горизонтам Нвс40(1), Нас11 показывают, что структурный план района и его морфология претерпели некоторые изменения. Малометельное и все Метельные поднятия объединяются в одну обширную по площади структуру – Метельное локальное поднятие. Метельное локальное поднятие представляет собой антиклиналь неправильной формы субмеридионального простирания. Размеры структуры по горизонту АС11 составляют 12.6х6.0-11.2 км, амплитудой 15 м по замыкающей изогипсе –2295 м.
     Сопоставление структурных планов по отражающим горизонтам ТЮ2, Б, Нвс40(1), Нас11 свидетельствует об унаследованном характере их развития, в соответствии с которым при продвижении от нижних горизонтов к верхним конфигурация и размеры локальных структурных элементов сохраняются и отмечается лишь некоторое уменьшение амплитуд поднятий.

1.5. Характеристика продуктивных  горизонтов

     По  состоянию на 01.01.2004 г. на балансе  РФГФ по Назаргалеевскому месторождению числятся запасы нефти по пластам ЮС22, БС41(3-4) и АС11.
      Горизонт  ЮС2
      Горизонт  ЮС2 на Назаргалеевском месторождении объединяет пласты ЮС21 и ЮС22, которые характеризуются сильной лито-фациальной изменчивостью как по площади, так и по разрезу, и представлен сложным переслаиванием песчано-алевритовых и глинистых разностей. Вторичные процессы, протекающие в породах, значительно ухудшили их коллекторские свойства. В пласте ЮС22 выявлены три залежи:
      Залежь 1 вскрыта скважиной 3209П и по типу является структурно-литологической. Абсолютная отметка ВНК находится на уровне –2941 м (подошва нефтенасыщенного коллектора в скважине 3209П).
      Залежь 2 вскрыта скважиной 386 и по типу является структурно-литологической. Абсолютная отметка ВНК находится на уровне –2920.6 м (кровля водонасыщенного коллектора в скважине 386).
      Залежь 3 вскрыта скважиной 340 и по типу является структурно-литологической. Абсолютная отметка ВНК находится на уровне –2927.3 м (подошва нефтенасыщенного коллектора в скважине 340).
        Горизонт БС4
      Отложения горизонта имеют довольно сложный  литологический состав, изменчивы и  не выдержаны по площади. В пределах горизонта БС4 выделяется четыре изолированных группы пластов: БС40(1-2), БС41, БС42, БС43. Залежь промышленной категории находится в пласте БС41(3-4).
     В пласте БС41(3-4) выявлены две залежи:
      Залежь 1 в районе скважины 386 приурочена к  западной линзе песчаников. Залежь вскрыта двумя углубленными эксплуатационными  скважинами - 340 и 386 и по типу является структурно-литологической. Абсолютная отметка ВНК находится на уровне –2459.1 м (подошва нефтенасыщенного коллектора в скважине 386).
      Залежь 2 вскрыта скважиной 3219Р и по типу является водоплавающей.
Абсолютная  отметка ВНК находится на уровне –2434.6 м (подошва нефтенасыщенного коллектора в скважине 3219Р).
      Пласт АС11
      Отложения пласта АС11 сформировались в барремское время и приурочены к отложениям сангопайской свиты. Песчано-алевритовые отложения пласта вскрыты всеми изученными скважинами. Карбонатно-глинистый прослой толщиной до 1-1.5 метров, но достаточно выдержанный по площади, делит тело пласта на две пачки – нижнюю и верхнюю. Каждая из пачек в свою очередь осложнена сериями карбонатно-глинистых прослоев, но, как правило, имеющих линзовидное строение и невыдержанных по площади.
     В границах залежи пласта АС11 на 1.01.2004 г. пробурено 12 поисково-разведочных, 129 эксплуатационных и 5 контрольных. При испытании скважин были получены притоки нефти дебитом от 16.4 м3/сут (скв. 3214Р) до 38.6 м3/сут (скв. 3204П).
        Залежь является пластово-сводовой.
     В 65 скважинах более 90% нефтенасыщенной  толщины являются неконтактными  с водой, в 60 - все 100% нефтенасыщенной  толщины является неконтактными.
     Абсолютная  отметка ВНК залежи по данным ГИС  изменяется от –2288.5 м в скважине 3211Р до –2302.3 м в скважине 3215П. Толщина непроницаемого раздела между нефте- и водонасыщенной частью пласта АС11 изменяется от 0 до 5.0 м, в 85 скважинах толщина непроницаемого раздела на уровне ВНК составляет менее 2-х м.
      По  характеру взаимоотношения проницаемых и непроницаемых прослоев в целом по пласту АС11 были выделены 4 типа строения разреза (рис. 1.5.1).
      Первый  тип выделен в 49 скважинах. Второй тип разреза характеризуется  расчлененным строением верхней  и нижней пачек, выделен в 83 скважинах. Третий тип разреза был выделен в 12 скважинах, в которых обе пачки сливаются в «монолитное» тело. Четвертый тип разреза был выделен в скважинах 346 и 493, где верхняя песчаная пачка АС111 полностью замещается глинами, нижняя АС112 является водонасыщенной. Основные характеристики и параметры залежей продуктивных пластов Назаргалеевского месторождения приведены в таблице 1.5.1.

1.6 Свойства пластовых жидкостей и газов

     Исследование  нефтей и нефтяных газов выполнены  специализированными службами института  СургутНИПИнефть (включая Тюменское отделение). В таблицах 1.6.1. – 1.6.3. приведены основные физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов.
 


2. технологический раздел

2.1. Основные проектные решения по разработке месторождения

      В данной работе предлагается 3 варианта развития системы разработки (рис. 2.1.1.) для основного объекта месторождения (пласт АС11, категории запасов В+С1):
      Варианты 1, (1а) (базовые) – разработка по утвержденной блоковой трехрядной системе разработки с размещением дополнительных наклонно-направленных скважин по квадратной сетке с плотностью 25 га/скв.
      Вариант 2 – разработка по утвержденной блоковой трехрядной системе разработки с размещением дополнительных наклонно-направленных  скважин по квадратной сетке с плотностью 25 га/скв в сочетании с эффективными технологиями интенсификации притока и повышения нефтеотдачи пластов и бурением боковых горизонтальных стволов (Lгс=150 м) в скважинах.
      Вариант 3 (рекомендуемый) – разработка по утвержденной блоковой трехрядной системе разработки с размещением дополнительных наклонно-направленных скважин по квадратной сетке с плотностью 25 га/скв, с применением эффективных технологий интенсификации притока и повышения нефтеотдачи пластов, бурение боковых горизонтальных стволов (Lгс=150 м) в скважинах, реализация на отдельных участках однорядной системы разработки с бурением горизонтальных скважин (Lгс=300 м) Размещение боковых стволов в вариантах разработки осуществлялось на основе анализа распределения зон с высокой плотностью текущих запасов нефти и обводнения основных стволов скважин по данным гидродинамического моделирования (рис. 2.1.2.-2.1.3.).
      Во  всех вариантах скважины для бурения  размещаются в пределах запасов  нефти категории С1. Динамика эксплуатационного бурения по рекомендуемому варианту разработки приведена в таблице 2.1.1. Эксплуатационный фонд по вариантам 1-3 составляет: 200, 200, 177 скважин соответственно, в том числе для бурения 33, 33, 10 соответственно (табл.2.1.2.). По вариантам 2 и 3 планируется пробурить соответственно 29 и 28 боковых горизонтальных стволов.
    Эксплуатация  объекта ЮС22 на естественном режиме была низкоэф-фективной, поэтому было рассмотрено 2 варианта размещения скважин с организацией закачки воды в районе скважины № 340 (категория запасов С1) в зоне максимальных нефтенасыщенных толщин:
    Вариант 1 – размещение одной горизонтальной добывающей (Lгс=300 м) и одной наклонно-направленной нагнетательной скважины;
    Вариант 2 (рекомендуемый) – предусматривает развитие 1го варианта путем бурения бокового горизонтального ствола (Lгс=300 м) из добывающей скважины.

2.2 Конструкция скважин

     Важнейшим этапом проектирования, обуславливающим  качество строительства скважин и их эффективную длительную эксплуатацию, является выбор рациональной конструкции скважины. Конструкция должна быть экономичной и обеспечивать эксплуатационную надежность скважины, как технического сооружения: проектные уровни отбора жидкости во время эксплуатации; оптимальный режим бурения ствола скважины на современном состоянии техники и технологии; предупреждение осложнений и аварий, охрану недр в процессе бурения и в период эксплуатации; качественное вскрытие и разобщение продуктивных горизонтов, возможность проведения ремонтно-изоляционных работ.
      На  Назаргалеевском месторождении  основной объем работ по бурению  намечен на продуктивный пласт АС11, где в рассматриваемых вариантах предлагается бурение наклонно-направленных скважин, горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов (БГС). На продуктивный пласт ЮС22 планируется бурение добывающей горизонтальной скважины, бокового горизонтального ствола и нагнетательной наклонно-направленной скважины. С учетом конкретных геолого-физических характеристик горных пород и планируемых условий вскрытия продуктивных пластов для разработки эксплуатационных объектов Назаргалеевского месторождения рекомендуются следующие конструкции скважин. Наклонно-направленные скважины на продуктивный пласт АС11 (рис. 2.2.1.).
     Бурение боковых горизонтальных стволов  проводится из существующих скважин. В  основном, используются скважины из бездействующего и обводненного фонда. При выборе скважин для бурения из них боковых стволов уточняются текущие характеристики эксплуатации скважин, их техническое состояние, качество крепления и фактическое пространственное положение стволов скважин. Проводятся геофизические работы по определению глубины забоя с записью локатора муфт и оценке качества цементного камня. На основании этих данных, с учетом результатов предварительного профилирования бокового ствола, определяется интервал его забуривания и проводится установка на забое ликвидационного моста.
      Заканчивание  предусматривает обсаживание вновь  пробуренного ствола «хвостовиком»  из обсадных труб, который спускается в боковой ствол и подвешивается  на специальном крюке в обсадной колонне основного ствола. На рисунке 2.2.2 приведена схема компоновки бокового ствола. Цементирование хвостовика не проводится, для изоляции устанавливают два заколонных гидравлических пакера. В некоторых случаях, исходя из геолого-технических условий и требований разработки месторождения, проводится цементирование бокового ствола.
    Горизонтальные  добывающие скважины на продуктивный пласт АС11 рекомендуются строить по следующей конструкции (рис. 2.2.3.).
    2.3 Скважинное оборудование
    В соответствии с проектными показателями разработки месторождения предполагается эксплуатировать УЭЦН – 85% скважин, УШГН – 15% скважин (рис. 2.3.1.).
     На 01.01.2005 г. эксплуатационный фонд скважин, оборудованных УЭЦН, на месторождении составил 106 штук. Действующий фонд скважин – 106, в том числе, дающий продукцию – 105 (одна скважина совместно эксплуатирует пласты АС11 и ЮС22), простаивающий – 2.
      На 01.01.2005 г. эксплуатационный фонд скважин, оборудованных УШГН, по месторождению  составил 19 штук. Из них действующий  фонд – 18 скважин, в том числе  дающий продукцию – 18, простаивающий – 1. Одна скважина находится в освоении. На месторождении большая часть фонда скважин (около 94%) эксплуатируются насосами вставного типа. В скважины спущены насосы диаметром от 32 мм до 44 мм.
      Глубины спуска штанговых насосов и режимы их работы назначены геологической службой НГДУ из условий эксплуатации «водоплавающих» залежей.

2.4. Характеристика системы сбора и подготовки нефти, газа и воды

      Ввод  новых скважин из бурения в  ближайшие годы планируется на разрабатываемых  участках Назаргалеевского месторождения.
      На  Назаргалеевском месторождении имеются первичные сборные пункты продукции скважин ДНС и УПСВ производительностью 5.0 тыс. т/сут по нефти и 10.0 тыс. м3/сут по жидкости. Указанные первичные сборные пункты в состоянии обеспечить предварительное обезвоживание и разгазирование всей добываемой на месторождении нефти, т.к. максимальная планируемая добыча нефти составляет 3.0 тыс. т/сут (2005 г.), жидкости - 8.2 тыс. м3/сут (2012 г.). С ДНС и УПСВ частично обезвоженная и дегазированная нефть поступает на Лянторский ЦПС и далее на Федоровский ЦКПН.
     Мощности  Лянторского ЦПС при наращивании  объемов добычи обеспечат получение  нефти необходимой кондиции. Газ  Назаргалеевского месторождения направляется в систему газосбора и используется на собственные нужды.
     Вода  после подготовки откачивается на КНС.
      Проводятся  работы по совершенствованию системы  учета и контроля качества нефти  и газа в соответствие с требованиями ПС 153-39.01-133-2002 «Положение о системе  учета и контроля качества нефти  и газа, добываемых на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа».
 

2.5 Технология проведения строительства бокового ствола с горизонтальным участком
      Строительство боковых стволов с горизонтальным участком ведется на основе технологического регламента на бурение из обводненных и бездействующих эксплуатационных скважин.
      Настоящий регламент является руководящим  документом для составления технических  проектов на строительство боковых  стволов с горизонтальным участком из ранее пробуренных обводненных  и бездействующих эксплуатационных скважин, а также обеспечения оперативной технологической документации при капитальном ремонте скважин в подразделениях ОАО «Сургутнефтегаз».
      При выборе скважин для бурения из них боковых стволов необходимо исходить из текущих характеристик эксплуатации скважины:
    технического состояния эксплуатационной колонны, качества ее крепления, фактического пространственного положения ствола скважины;
    состояние эксплуатационной колонны выше интервала установки насосного оборудования по данным соответствующих приборов и опрессовки должно быть технически исправным;
    траектории стволов подобранной и соседних скважин должны быть достаточно достоверными для исключения пересечения стволов;
      При этом следует руководствоваться  следующими основными требованиями:
    пространственное положение интервала забуривания по отношению к горизонтальному эксплуатационному участку должно быть оптимальным с точки зрения экономической целесообразности (величина отхода точки забуривания до начала эксплуатационного забоя должна быть минимальной, но не менее величины, определяемой допустимой интенсивностью искривления бокового ствола);
    максимальный отход от точки забуривания до начала эксплуатационного горизонтального забоя обусловливается техническими характеристиками буровой установки и вероятной глубиной забуривания;
    допустимая величина разности азимутальных направлений основного ствола и горизонтального участка не должна превышать величины, определяемой техническими возможностями строительства бокового ствола;
    траектория бокового ствола должна иметь минимальную вероятность пересечения с существующими и проектными стволами соседних скважин;
    поиск оптимальных вариантов, отвечающих технико-экономической целесообразности использования обводненных и бездействующих скважин для бурения боковых стволов с горизонтальным участком, должен осуществляться, как правило, с использованием автоматизированных программ.
Подготовительные  работы к бурению  боковых стволов
    после выбора и обоснования скважин бездействующего и обводненного фонда, из эксплуатационных колонн которых будет вестись бурение БГС, перед проведением буровых работ осуществляются подготовительные работы;
    бурению боковых стволов предшествует спуск гироскопического инклинометра и геофизических приборов для уточнения пространственного положения обсадной колонны и интервала эксплуатационного объекта;
    осуществляется глушение скважины солевым раствором в соответствии с действующими инструкциями. Производятся монтаж бурового оборудования (подъемника, циркуляционной системы и обвязки), демонтаж фонтанной арматуры. Монтируется противовыбросовое оборудование согласно схеме оборудования устья и производится его опрессовка.  Выполняется подъем внутрискважинного оборудования. С целью определения технического состояния эксплуатационной колонны, возможных участков сужения проводится ее шаблонирование.
    для обеспечения свободного спуска клин-отклонителя и компоновок для фрезерования «окна» осуществляется шаблонирование эксплуатационной колонны шаблоном.
    при необходимости обсадная колонна прорабатывается райбером
    очистка ствола после испытания основного ствола.  Спускается скребок в колонну ниже глубины установки мостовой пробки ( рис. 2.5.1.).
    после очистки скважины спускается на кабеле мостовая пробка и устанавливается на 1 м выше муфты обсадной колонны искусственный забой (рис. 2.5.2.).
      Сборка  компоновки извлекаемого отклонителя  с противошламовым инструментом в следующем порядке:
      - Якорь
      - Отклонитель 
      - Оконная фреза 
      - Нижний райбер
      - Гибкая труба
      - Верхний райбер
      - Телеметрическая система
      - Патрубок под гироскоп 
      - УБТ 
      - Необходимое количество БТ 
      Спуск компоновки отклонителя с фрезами  осуществляется медленно с большой  предосторожностью, особенно при прохождении  блока превенторов.
    Не  доходя примерно 30 м до забоя восстанавливается  циркуляция.                                                                         Ориентировка поверхности отклонителя в нужном направлении, корелляция глубины по нахождению мостовой пробки. Посадка якоря на забой. Проведение контрольных измерений для подтверждения ориентации. Разгрузка вес выше усилия срезания якоря. При срезании штифтов должно быть заметно движение инструмента вниз. Натянуть для проверки заякоривания. Разгрузить,  продолжать расхаживание до срезания болта. Поднять инструмент в нейтральное положение (рис 2.5.3.).
    - зарезка окна при прохождении фрезой середины отклонителя центр фрезы начинает зарезаться в обсадную колонну. Фрезирование должно продолжатся до тех пор пока верхний райбер не пройдет низ поверхности отклонителя. После окончания зарезки прекращается вращение, компоновка поднимается и опять опускается через окно для проверки наличие затягов или помех. Если в любом направлении наблюдается затяг более 1800 кг, начинается вращение для проработки окна в обоих направлениях (рис. 2.5.4.).
    бурение бокового ствола после зарезки окна. Поднимается компоновка фрез и опускается буровая компоновка для бурения бокового ствола в соответствии со стандартными методиками бурения. Желательно сориентировать инструмент в сторону окна до прохождения  компоновки через окно. Также нельзя вращать стабилизаторы при прохождении окна. Необходимо аккуратно спускать любую компоновку через окно. Если окно повреждено в результате последующих СПО или при подвижке пласта, необходимо использовать спиральную колонную фрезу вместе с верхним райбером для проработки окна (рис. 2.5.5.).
    извлечение отклонителя. Выставляется муфта гироскопа по извлекателю. Ориентируется компоновка примерно в 5 метрах выше отклонителя. Медленно опуская крюк садится на нижний край паза. Поднять или выдернуть отклонитель при помощи ясов (рис. 2.5.6.).
    Разбуривание пробки изображено на рис. 2.5.7.
    Установка крюка подвески: крюк-подвеска спускается вместе с кривым патрубком, устанавливается выше башмака. Заколонный пакер спускается на патрубке ниже крюка-подвески для изоляции пласта и приведения в действии в действие фланца крюка подвески. Второй пакер  при необходимости может спускаться над щелевым фильтром (рис. 2.5.8.).
 
2.6 Технология вскрытия продуктивного пласта
    Одним из основных условий эффективности бурения БГС является применение методов вскрытия продуктивных пластов, обеспечивающих сохранение естественного состояния коллектора и, следовательно, потенциальных добывных возможностей скважин.
    В процессе вскрытия продуктивных пластов  бурением происходит снижение их естественной проницаемости в результате взаимодействия с буровыми растворами. Степень воздействия факторов, влияющих на ухудшение естественных коллекторских свойств пласта, различна и зависит от физико-химических свойств бурового раствора, пластового флюида, перепада давления в системе "скважина - пласт", коллекторских свойств продуктивного пласта, его литологической характеристики и времени воздействия раствора.
    На  фильтрационные характеристики коллектора оказывают влияние следующие  факторы:
      -  закупоривание поровых каналов дисперсной фазой растворов и шламом выбуренной породы;
      - набухание и диспергирование глинистых минералов, содержащихся
      в коллекторе;
      - тип глинистого материала, степень его дисперсности;
      - природа обменных катионов и свойства фильтрата;
      - сужение поровых каналов вследствие образования адсорбционногидратных слоев;
      -  образование в коллекторе устойчивых эмульсий или газовых дисперсий;
      -  образование твердых нерастворимых осадков в результате химического взаимодействия фильтрата и компонентов растворов с пластовыми флюидами;
      -  миграция твердых частиц, отрывающихся от поверхности поровых каналов под воздействием фильтратов растворов, по каналам пласта и
      - сужение их проходного сечения при осаждении частиц;
      - продолжительность вскрытия продуктивного пласта;
      - количество проникшей в пласт воды.
    В настоящее время все существующие типы буровых растворов в большей  или меньшей степени ухудшают коллекторские свойства в призабойной зоне пласта (ПЗП). Возможно несколько способов управления процессом формирования ПЗП:
      - сохранение естественного состояния призабойной зоны пласту
      (вскрытие  продуктивного пласта на депрессии  или на равновесии);        
      - изоляция призабойной зоны, которая преодолевается перфорацией;
      - временная изоляция, которая затем разрушается (механическим или химическим способом).                                                                                     
    Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность механической скорости бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью.                                                
      Наиболее  перспективными для вскрытия продуктивного  пласта, в настоящее время, являются растворы на основе биополимерных систем (например, фирмы IKF, FLO-PRO и т.п.).                                                               
      Вскрытие продуктивного пласта  должно проводиться в короткие  сроки с минимально возможными  по времени промывками. Количество спуско-подъемных операций должно быть минимальным, наилучшим является вскрытие пласта за одно долбление. Скорость спуска бурильной колонны должна предотвращать возникновение дополнительных колебаний гидродинамических давлений.
    На  величину зоны проникновения фильтрата  в пласт оказывает влияние  перепад между пластовым и  забойным давлениями, который при различных технологических операциях может изменяться от минимального, при статических условиях, до максимального, в процессе спуско-подъемных операций или при интенсивной промывке скважины.
    Минимальная плотность бурового раствора при  бурении в условиях репрессии  на пласт определена требованиями безопасности и зависит от глубины скважины, вида флюида во вскрываемых пластах  и коэффициента аномальности пластового давления. Условия разбуривания разнообразны, и для каждой конкретной скважины минимальная плотность рассчитывается с учетом текущей ситуации.
    Снижение  репрессии на пласт обеспечивает повышение производительности скважин  и позволяет вскрыть продуктивную толщу с минимальным нарушением коллекторских свойств продуктивного пласта.
    В целом, при рекомендации того или  иного бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта следует исходить из того, что степень снижения проницаемости  пласта зависит от состава и свойств фильтрата, характеристик коллектора и должна определяться экспериментальными исследованиями в условиях, близких к пластовым.
    Существенное  влияние на качественное вскрытие горизонтального  участка продуктивного пласта оказывают выбор типа профиля и его фактическая траектория в нефтенасыщенной части залежи.
    В продуктивных пластах (однородных и  неоднородных) небольшой толщины (10-15м  на глубине залегания 800-2000м) целесообразно  вписывание горизонтального участка  в средней по толщине части пласта по траектории, параллельной кровле и подошве пласта.
    В продуктивных пластах мощностью  более 20м проводка горизонтального  участка может быть осуществлена также по выпуклому профилю.
    Пласты  целесообразно вскрывать волнообразно, когда толщина пласта и прослоев меняется по площади, продуктивный разрез недостаточно устойчив, а в непосредственной близости над ним залегают породы, требующие надежной изоляции обсадными трубами с цементированием.
      Вскрытие пласта параллельным  или полого наклонным стволом может оказаться нецелесообразным.
    Волнообразный профиль рекомендуется применять  при отсутствии в кровле и подошве  активных водоносных, газоносных и  поглощающих пластов.
    В условиях слоисто неоднородных пластов  небольшой толщины, при переслаивании  песчаников с глинами, эффективнее пересекать продуктивный пласт полого-наклонным горизонтальным стволом от кровли до его подошвы.
    Протяженность и форму горизонтального участка  следует уточнять по мере накопления статистического материала и  выявления степени точности работы КНБК для локальных участков месторождения.

2.7 Заканчивание скважин

      Основным вариантом заканчивания  БГС является создание эксплуатационного  забоя открытого типа. В скважину  спускается «хвостовик» с пакерующим  элементом (пакером типа ПДМ, манжетой и т.п,) и фильтровой частью в интервале эксплуатационного горизонтального забоя.
    Пакетирующий  элемент устанавливается в начале горизонтального участка, обеспечивая  возможность крепления «хвостовика» и изоляции вышележащих проницаемых  горизонтов, включая водогазоносные пласты, а также сохранность эксплуатационного объекта от воздействия цементного раствора.
    Фильтровая  часть «хвостовика» может быть представлена фильтрами типа ФГС или комплексом регулируемого разобщения пластов (многопакерной системой) и другими элементами управляемой конструкции эксплуатационного горизонтального забоя.
    Расстановка фильтров в горизонтальном участке  рассчитывается, исходя из коллекторских  свойств эксплуатационного объекта  и обеспечения необходимой пропускной способности гидродинамических каналов, в соответствие с потенциальной продуктивностью пласта.
    Фильтрующие элементы «хвостовика» центрируются жесткими центраторами соответствующего размера.
    В интервале пакерующего элемента с целью обеспечения качества крепления колонны устанавливаются центраторы турбулизирующего типа.
    Фильтровая  часть оборудуется специальными заглушками, обеспечивающими герметичность  фильтровой части и возможность  осуществления технологических  промывок во время спуска «хвостовика».
    В интервал продуктивного пласта помещаются специальные перфорационные среды (ИЭР и другие), обеспечивающие предотвращение загрязнения эксплуатационного горизонтального забоя в процессе заканчивания скважин. Перфорационная среда закачивается в интервал продуктивного пласта в процессе цементирования «хвостовика». После спуска, подвески и крепления «хвостовика» производится разбуривание пробки муфты манжетного цементирования и сбитие заглушек на ФГС-101.6мм с применением малогабаритных объемных двигателей Д1-54 Д-43, установки «гибкая труба» или комбинированной компоновки бурильных (насосно-компрессорных) труб.
    Размеры бурильных труб для проведения технологических  операций в «хвостовике» (диаметром 101.6мм и 110; 114 мм, соответственно) приведены  в табл. 3.3.1.
    В случае необходимости, обусловленной геолого-физическими характеристиками пласта, условиями его залегания, неизбежностью или высокой степенью вероятности пересечения водогазоносных горизонтов, создается конструкция эксплуатационного забоя закрытого типа.
    Осуществляется  сплошное цементирование «хвостовика». В интервале эксплуатационного забоя, а также водогазоносных пластов «хвостовик» обязательно центрируется.
    После ОЗЦ производится промывка забоя  скважины и при необходимости  замена жидкости в скважине. Осуществляется необходимый комплекс геофизических исследований, после чего проводится подготовка к вторичному вскрытию пласта. Устье скважины оборудуется малогабаритным превентором и опрессовывается совместно с колонной.
    Закачка перфорационной среды (КПС-1, КПС-1М) возможна в процессе цементирования «хвостовика» или в процессе освоения при промывке забоя перед вторичным вскрытием пласта.
    Объем перфорационной среды выбирается из условия заполнения «хвостовика» на 100-150 м выше интервала перфорации. Вторичное вскрытие пласта производится малогабаритными перфораторами типа ПРК-42С, ПРК-54С; ПКТ-50, ПКТ-73 на «гибкой трубе» или на насосно-компрессорных трубах, жестком геофизическом кабеле. Рекомендуется перфорацию осуществлять в условиях депрессии на пласт. Плотность перфорации зависит от геолого-физической характеристики продуктивного пласта и характеристик перфораторов.
    Вызов притока производится пенной системой или методом компрессирования азотной  установкой ПАКК-9/160, свабированием, УГИС с обязательным проведением гидродинамических исследований скважин.
    По  согласованию с геологической службой  НГДУ, вызов притока допускается  производить механизированным способом.
    Величина  депрессии на пласт выбирается с  учетом конкретных геолого-физических характеристик пласта, степени загрязнения его в процессе вскрытия и ограничений по допустимому перепаду давлений в зоне эксплуатационного объекта. Для продуктивных пластов, эксплуатируемых в ОАО «Сургутнефтегаз» в условиях горизонтального эксплуатационного забоя, эта величина может составлять от 1.0 МПа до 5.0 МПа,
    В начальный период эксплуатации (в  течение шести месяцев) рекомендуется  осуществлять гидродинамические исследования БГС на установившемся и нестационарном режимах течения жидкости с целью  определения гидродинамических  параметров пласта (продуктивности, гидропроводности), оценки состояния околоствольной зоны продуктивного пласта, сопротивлений в фильтре скважины (скин-фактора).
    По  результатам этих исследований определяется влияние технологических параметров заканчивания скважин на добывные возможности эксплуатационного объекта и проводится корректировка применяемой технологии.

2.8 Комплекс геофизических исследований при зарезке боковых стволов

      Перед проведением зарезки бокового ствола проводится комплекс ГИС:
геофизические исследования при помощи гироскопа  от устья скважины до забоя с целью  определения наиболее оптимального места для зарезки бокового ствола.
        Если колонна не герметична, то ГИС проводятся под  закачкой солевого раствора с целью  определения места не герметичности обсадной колонны.
        После установки  моста в основном стволе скважины, ГИС проводятся с целью привязки забоя. Привязка забоя производится с записью ГК, ЛМ.
      При спуске отклонителя не доходя  10 метров до текущего забоя ГИС проводятся с целью ориентации отклонителя.
      Также при бурении бокового ствола проводится следующий комплекс ГИС.  
      Стандартная электрометрия необходима для литологического  расчленения и корреляции разрезов скважин. Производится каждый раз от фактического забоя до башмака колонны.
      Боковое электрическое зондирование (БЭЗ), ПС проводится для детального литологического  расчленения, определения УЭС, зон  и характера проникновения фильтрата  промывочной жидкости.
      Микрозондирование  необходимо для детального расчленения  геологического разреза скважин, выделения пластов коллекторов и оценки видимой толщины продуктивных горизонтов, уточнения интервалов отбора проб перфорации.
      Боковой метод позволяет детально расчленить геологический разрез, вместе с данными  других зондов помогает выделять пласты-коллекторы, уточнить их строение и удельное электрическое сопротивление, а при глубоком проникновении фильтрата – приближенно определить сопротивление зоны проникновения.
      Микробоковой  метод позволяет точно определить сопротивление промытой зоны пласта. Индукционый метод является надежным методом для определения сопротивления пород в низкоомных разрезах  при малой толщине пласта и высоким сопротивлении бурового раствора.
      Резистивиметрия используется для интерпретации  материалов бокового электрического зондирования, кривых бокового метода  и микрозондов, определение минерализации пластовых вод по кривым ПС, мест притоков,  мест поглощения бурового раствора в скважине  нарушения обсадных колон.
      Коверно- и профилеметрия  проводится для  измерения диаметра скважины, уточнения геологического разреза пород, выделение проницаемых пластов и определения их толщины, корреляция разрезов, интерпретация материалов, контроль технического состояния скважины, точного определения места установки башмака колонны, подсчета   объема затрубного пространства  скважины при определении количества цементного раствора необходимого для цементирования обсадной колонны.
      Термометрия  проводится для изучения  градиента  или ступени температуры, для определения высоты подъема цементного кольца, выделения газоносных пластов, установления места поглощения бурового раствора, притока и затрубной циркуляции жидкости, оценки температурных условий работы бурового инструмента, а также для изучения  теплофизических характеристик пород, слагающих разрез с целью их патологического расчленения.
      Инклинометрия. Искривления скважины исследуется  с целью определения  истинной глубины залегания пластов, правильного  построения  геологических разрезов,  определения положения забоя, ввода  поправки на определение  нормальной мощности пластов, контроль смещения оси скважины с  заданного направления в наклонно- направленных  и горизонтальных скважинах.            
      Радиометрия. Включает в себя гамма-метод и  многозондовый нейтронный метод  по тепловым нейтронам Гамма-метод является основным методом  для литологического расчленения   горных пород, корреляция разрезов скважин,  дифференцирует их по содержанию глинистого материала, что позволяет оценивать коллекторские свойства пластов.
      Акустический  метод применяется в вариантах измерения скорости распространения упругих волн в горных породах и их затухания. Используется метод для определения Кп разреза выделение коллекторов.
      Основной  сложностью при проведении  ГИС  в скважинах с горизонтальным окончанием является проталкивание прибора в скважину. Для этого применяет способ проталкивания прибора при помощи гибкой трубы или других устройств.
    После окончания бурения бокового горизонтального ствола проводятся промысловые геофизические исследования.
    Методы  исследований в эксплуатационной колонне, в открытом и обсаженном боковом стволе приведены в табл. 2.8.1.
 

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Применение БГС на Назаргалеевском месторождении

    Безводный период по скважинам участка ОПР  может составлять более одного года. В основном рост обводненности начинается после одного-двух лет эксплуатации скважин. После прорыва воды скважины интенсивно обводняются. Основной причиной обводнения скважин первого ряда на Назаргалеевском месторождении является продвижение фронта вытеснения по высокопроницаемым пропласткам. Поэтому на данном этапе разработки месторождения необходимо начать применение методов по выравниванию фронта вытеснения. Способ позволяющий снизить обводненность продукции скважин является бурение бокового ствола в направлении зоны стягивания. Толщина глинистого раздела на уровне ВНК преимущественно по всей площади месторождения составляет 1-2 метра. При создании депрессии в обычной наклонно-направленной скважине происходит прорыв воды по причине образования водяного конуса или наблюдается прорыв воды по цементному кольцу. Применение горизонтального профиля проводки боковых стволов позволит использовать естественный глинистый раздел на уровне ВНК.
    Обводнение  скважин стягивающего ряда обусловлено  прорывом воды из нижележащих водонасыщенных интервалов по причине низких значений толщин глинистых разделов на уровне ВНК. Применение горизонтального профиля проводки скважин позволит избежать этой проблемы.

3.2 Анализ эффективности эксплуатации скважин с боковыми стволами

      Начиная с апреля 2002 года,  на Назаргалеевском месторождении было проведено 9 ЗБС скважин. Дополнительная добыча нефти от 9-ти  мероприятий  за 2004 год составила 110,744 тыс.т. Прирост дебита нефти в среднем по 1 скважине равен 56.4 т/сут. Продолжительность эффекта составила 218 суток. Эффект по каждой из скважин представлен на рис. 3.2.1.  и 3.2.2. Анализируя эти данные можно сказать, что,  судя по приросту дебита нефти и ее дополнительной добыче,  данный метод показал высокую эффективность своего применения на Назаргалеевском месторождении. 
    Рассмотрим  работу скважин до зарезки, и после  зарезки боковых горизонтальных стволов:
    Скважина 339 с момента ввода в эксплуатацию работала с низким дебитом по жидкости и с постоянно растущей обводненностью, за период с января 2003 года по июнь 2004 обводненность увеличилась с 56% до 99,3%, при снижении дебита с 17 до 7 м3/сут. В июле 2004 года, для увеличения производительности скважины проведено строительство бокового горизонтального ствола.
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.