Здесь можно найти учебные материалы, которые помогут вам в написании курсовых работ, дипломов, контрольных работ и 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 оригинальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение оригинальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения оригинальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, РУКОНТЕКСТ, etxt.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии так, что на внешний вид, файл с повышенной оригинальностью не отличается от исходного.

Работа № 116486


Наименование:


Курсовик ПРИМЕНЕИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТО-РОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ на примере Усть Тегусского месторождения

Информация:

Тип работы: Курсовик. Добавлен: 10.06.2019. Год: 2018. Страниц: 64. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Министерство образования и науки Российской Федерации

ФГАОУ ВО «КАЗАНСКИЙ (ПРИВОЛЖСКИЙ) ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

КАФЕДРА ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ АКАДЕМИКА А.А. ТРОФИМУКА

Направление: 21.03.01 – Нефтегазовое дело


КУРСОВАЯ РАБОТА


Тема: «ПРИМЕНЕИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
ПРИ РАЗРАБОТКЕ УСТЬ – ТЕГУССКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ»


Выполнил:

Студент (Бакалавр)
Группа 03-508


Проверил:

к.т.н., старший преподаватель,
научный сотрудник


Казань – 2018 год
Министерство образования и науки РФ
Казанский (Приволжский) Федеральный Университет
Кафедра геологии нефти и газа имени академика А.А. Трофимука


Студент (Бакалавр) Группа 03-508

ЗАДАНИЕ
на курсовую работу

Тема: «ПРИМЕНЕИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ»

Содержание курсовой работы:
Введение (постановка задачи).
1. Характеристика месторождения углеводородов.
1.1. Сведения о запасах и свойствах нефти.
1.2. Сведения об энергетическом состоянии объекта.
1.3. Эксплуатационная характеристика объекта.
2. Применение горизонтальных скважин в 21 веке.
2.1. Применение горизонтальных скважин на месторождениях России.
2.2. Применение горизонтальных скважин за рубежом.
2.3. Бурение скважин повышенной протяжённости по длине в России и мире.
2.4. Горизонтальные скважины в сочетании с методами повышения нефтеизвлечения.
2.5. Поддержание пластового давления на месторождении углеводородов с применением горизонтальных скважин.
2.6. Развитие техники и технологии бурения горизонтальных, разветвлённо-горизонтальных и многозабойных скважин.
2.7. Применяемая плотность сетки скважин (горизонтальных, вертикальных).
3. Определить эффективность системы воздействия на нефтяные пласты.
3.1. Дать рекомендации по оптимизации существующей системы разработки.
Выводы

Оглавление
Введение 3
1. Характеристика Усть – Тегусского месторождения 4
1.1 Сведения о запасах и свойствах нефти 9
1.2 Сведения об энергетическом состоянии 10
Усть – Тегусского месторождения 10
1.3 Эксплуатационная характеристика Усть – Тегусского месторождения 11
2. Применение горизонтальных скважин в 21 веке 12
2.1 Применение горизонтальных скважин на месторождениях России 17
2.2 Применение горизонтальных скважин за рубежом 20
2.3 Бурение скважин повышенной протяжённости 22
по длине в России и мире 22
2.4 Горизонтальные скважины в сочетании 24
с методами повышения нефтеизвлечения 24
2.5 Поддержание пластового давления на месторождении углеводородов с применением горизонтальных скважин 26
2.6 Развитие техники и технологии бурения 28
горизонтальных, разветвлённо-горизонтальных и многозабойных скважин 28
2.7 Применяемая плотность сетки скважин 33
3. Эффективность системы воздействия на нефтяные пласты 34
3.1 Расчет дебитов скважин с горизонтальным 34
окончанием и сопоставление результатов 34
3.2 Расчет дебита скважины с горизонтальным окончанием и наклонно - направленной с трещиной ГРП 45
по приведенным формулам, сопоставление результатов 45
3.3 Расчет дебита многоствольной скважины 47
3.4 Расчет оптимальной сетки горизонтальных скважин и 49
сравнительная эффективность их работы с вертикальными 49
3.5 Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин с горизонтальным окончанием на установившихся режимах (по методике Евченко В.С.) 53
3.6 Дебит горизонтальной скважины с трещинами ГРП, расположенной в анизотропном, полосообразном пласте 56
4. Рекомендации по оптимизации существующей системы разработки 59
5. Вывод 60
Список использованной литературы 61


Введение

В нашей стране компаниями - недропользователями все острее ставится вопрос о нетрадиционных способах бурения и заканчивания скважин. Это, прежде всего, связано с тем, что старые месторождения обводняются, запасы переходят в разряд трудноизвлекаемых, а новых крупных месторождений за последние годы открыто немного. Месторождения нефти и газа в России имеют крупные остаточные запасы углеводородов (которые составляют 60-80% начальных запасов) в результате применения несовершенной сетки разбуривания. Это, в свою очередь, приводит к недостаточно плотной зоне дренирования, в результате недоизвлекается значительная часть запасов углеводородов. Причины низкого коэффициента извлечения: устаревшее оборудование, технология бурения и заканчивания скважин, отсутствие качественного подхода к методике разбуривания месторождения и увеличения зоны фильтрации, сложные горно-геологические условия.
Передовыми техническими решениями, направленными на повышение коэффициента нефтеотдачи, являются бурения горизонтальных (ГС), разветвленно-горизонтальных скважин (РГС), боковых стволов из скважин бездействующего фонда с горизонтальными и наклонными окончанием.
Подтвержденные извлекаемые запасы нефти в России для их эффективного освоения горизонтальными скважинами составляют около 7 млрд. тонн, в том числе по Западной Сибири - около 5 млрд. тонн, а освоение шельфовых зон без применения технологий, основанных на методе горизонтального бурения, проблематично.


1. Характеристика Усть – Тегусского месторождения

Усть - Тегусское месторождение нефти является одним из семи разрабатываемых участков, входящих в Уватский проект. Современные методы добычи полезных ископаемых, техническая оснащенность и экологическая безопасность делают это месторождение одним из лидеров добычи черного золота не только в Тюменскй области, но и на всем юге Сибири. [1]

Месторождение было открыто в 1991 г. поисковой скважиной 100, в которой при опробование пластов Ю2, Ю3, Ю4 в интервале глубин 2483 - 2535 м в процессе бурения был получен промышленный приток нефти дебитом 120,96 м3 / сут при депрессии 9,48 МПа. Пласт характеризуется высокой степенью зональной и горизонтальной неоднородности.
На Усть - Тегусском месторождении по состоянию на 01.01.2013 пробурено 200 скважин, из них 34 поисково - разведочных и 166 эксплуатационных. Часть скважин поисково - разведочного фонда переведена в разряд эксплуатационных (15 ед.). В эксплуатационном фонде находится 181 скважина, в том числе:
в добывающем фонде 133 скважины;
в нагнетательном фонде 48 скважин.
Суммарный отбор жидкости по месторождению составил 13551,9 тыс.т. Накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.2013 года – 9785,7 тыс.т., что соответствует 14,2 % от вовлеченных в разработку запасов месторождения. Выработка запасов сопровождается прогрессирующим ростом обводненности продукции, которая составила 34.9 % .
Текущий КИН в целом по месторождению составляет – 0,037 д.ед. при утвержденном 0,347. КИН по разрабатываемой части– 0,049 д.ед.
Месторождение находится на стадии растущей добычи. Максимальные уровни добычи нефти (429 тыс.т) жидкости (660 тыс.т) достигнуты в декабре 2012 г. Всего за 2012 год отобрано 4328 тыс.т. нефти и 6459 тыс.т. жидкости, годовой темп отбора от вовлеченных в разработку запасов составляет 6,3 % .


__________________________________
1. eko-problemy/proizvodstvo-neft/ust-tegusskoe-mestorozhdenie.html

Рис. 1. – Усть – Тегусское месторождение
Динамика основных технологических показателей

На Усть - Тегусском месторождении выделено два объекта разработки Ю2 и Ю3 - 4. Основные показатели разработки по состоянию на 01.01.2013 представлены в таблице 1.1.
Таблица 1.
Усть – Тегусское месторождение. Основные показатели разработки




На рисунке 2 представлено распределение месячной добычи нефти и жидкости по объектам разработки Ю2 и Ю3 - 4.



Рис. 2. Усть –Тегусское месторождение.
Распределение добычи нефти по объектам разработки
Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Усть - Тегусского месторождения по объектам и в целом по месторождению приведено на рисунке 3.

Рис. 3. Усть – Тегусское месторождение.
Сопоставление проектных и фактических показателей.
В целом в 2012 году, уровни добычи нефти превысили проектные на 13 % , добыча жидкости – 22 % , закачка воды - 16 % . Но если рассматривать пласт Ю3 - 4, то в 2012 году проектные показатели добычи нефти составляют 1012,9 тыс. т, а фактические 436,2 тыс т.
Фактическая добыча жидкости по объекту отстает от проектного уровня на 459 тыс.т (33 % ), при этом годовой уровень добычи нефти в 2012 году составляет 436,2 тыс.т, что меньше проектного годового уровня – 1012,9 тыс.т на 57 % .
В целом по объекту Ю3 - 4 накопленная добыча нефти на 01.01.2013 г. составляет 1097,6 тыс.т, что меньше проектного уровня – 1827,6 тыс.т на 40 % .
Отставание по объемам закачки вызвано менее интенсивной разработкой объекта, чем предполагалось в проекте. Кроме того, большинство действующего фонда скважин в этой зоне расположены вдоль контуров ВНК и их отборы компенсируются активностью водонапорного горизонта.
Таким образом, можно выделить две основные причины недостижения проектного уровня по объекту - это низкая реализация проектного фонда и высокая обводненность продукции скважин. Фактически, отставание по проектному фонду на объекте является следствием крайне высокой входной обводненности, т.к. фактические показатели разработки объекта вынуждают недропользователя подходить к вскрытию пластов Ю3 и Ю4 с большой осторожностью. Так в 2012 году фактическая обводненность почти двукратно превысила проектную и составила 54 % при проектной величине 28 %.
Основным методом эксплуатации объекта согласно действующему проекту является бурение наклонно - направленных скважин с селективным вскрытием пласта в зонах ВНЗ. Данный подход в ряде случаев не позволяет существенно снизить объемы попутно добываемой вводы ввиду конусообразования либо приводит к работе с крайне низким дебитом жидкости.
Интенсификация притока методом ГРП успешна лишь в единичных скважинах, расположенных в ЧНЗ. ГРП на объекте в среднем приводит к повышению обводненности продукции в 2.2 раза, что практически полностью нивелирует эффект от прироста общей продуктивности в 2.3 раза, при этом характеристики вытеснения при проведении ГРП на объекте ухудшаются. С учетом результатов анализа промысловых данных, а также ограничений по инфраструктуре масштабное проведение ГРП на объекте с сопутствующим увеличением объема попутно добываемой воды нерационально.

Рис. 4. Стартовые показатели скважин объекта Ю3 - 4.
Теоретически, наиболее рациональным методом разработки водонефтяных зон объекта Ю3 - 4 является бурение скважин горизонтального профиля. Данное технологическое решение при проводке ГС преимущественно по кровельной части потенциально ведет к увеличению стартовой продуктивности пласта и снижению влияния подошвенных вод.
На момент анализа на объекте пробурена лишь одна горизонтальная скважина (2682Г). Опыт её эксплуатации можно признать умеренно положительным. При расположении в ВНЗ в течение года она эксплуатировалась с низкой обводненностью, вплоть до проведения ГРП. Гидроразрыв пласта привел к многократному росту обводненности без заметного увеличения отборов нефти (Рисунок 5). Данный пример указывает на потенциальную перспективность бурения ГС в осложненных геолого - физических условиях данного объекта.

Рис. 5. Профиль горизонтального ствола и показатели добычи скв. № 2682Г.
Учитывая значительный опыт бурения скважин горизонтального профиля на вышележащем объекте Ю2, в настоящей работе необходимо рассмотреть вариант горизонтального бурения в зонах Ю3 - 4, не охваченных совместным фондом.
Выводы: Месторождение находится на стадии растущей добычи. Текущий КИН в целом по месторождению составляет – 0,037 д.ед. при утвержденном 0,347. Отставание проектных показателей объекта Ю3 - 4 составляет 40 % . Это связано с низкой реализации проектного фонда и высокой обводненности продукции скважин. ГРП оказалось неэффективным и привело к увеличению обводненности. Предлагается бурение горизонтальных скважин, что позволит увеличить продуктивность пласта и снизить влияние подошвенных вод. [2]


__________________________________
2. «Дополнение к технологической схеме разработки Усть - Тегусского нефтяного месторождения Тюменской области», в 3 книгах и 1 папке, Песоцкий С.А., г. Тюмень 2013. © Ноговицын К.Д., 2017
1.1 Сведения о запасах и свойствах нефти
Суммарные извлекаемые запасы Усть-Тегусского месторождения на сегодня оцениваются экспертами в 101,4 миллиона тонн нефти. Общие запасы жидкого топлива составляют около 500 миллионов тонн, что, по мнению экспертов-нетфяников, дает возможность проводить добычу в промышленных масштабах еще около 100 лет. Кроме того, в Усть-Тегусском месторождении найдено 7,5 миллиона тонн ценного газового конденсата, а извлекаемые запасы газа составляют 162,1 миллиарда куб. метров. [1]

Таблица 2. Свойства нефти Усть – Тегусского месторождения [2]

№ Наименование Усть-Тегусское месторождение СКВ.104, пласт Ю2
1 Плотность при 20°С, кг/мЗ 887,6
2 Плотность газа при стандартных условиях, кг/м3 0,908
3 Газовый фактор, м3 / м3 28
4 Температура застывания нефти, °С -7,5
5 Температура плавления парафина, °С +57,7
6 Содержание парафина в нефти, % масс 4,5
7 Содержание асфальтенов в нефти, % масс. 5,2
8 Содержание смол в нефти, % масс. 9,9
9 Содержание серы в нефти, % масс 3,38


__________________________________
1. usttegusskoe_mestorojdenie
2. Глущенко В.Н., Шипигузов Л.М., Юрпалов И.А. Оценка эффективности ингибиторов асфальтеносмолопарафиновых отложений // Нефтяное хозяйство, 2007. – №.5 – с. 84 – 87.
1.2 Сведения об энергетическом состоянии
Усть – Тегусского месторождения


Таблица 3. Динамика изменения энергетического состояния


Год Начальное пластовое давление,атм Среднее пластовое давление,атм Среднее пластовое давление в зоне отбора,атм Среднее пластовое давление в зоне нагнетания,атм
2001 170 139,3 133,1 156,7
2002 170 139,9 133,5 157,9
2003 170 139,1 133,6 153,6
2004 170 135,2 126,5 152,3
2005 170 132,2 123,6 154,2
2006 170 146,5 141,5 161,1
2007 170 148,0 142,5 161,3
2008 170 147,5 143,3 158,5
2009 170 144,3 137,9 152,6
2010 170 144,9 139,1 153,6
2011 170 143,1 141,4 155,4

1.3 Эксплуатационная характеристика Усть – Тегусского месторождения

год добыча нефти, тыс. т накопленная добыча нефти, тыс. т добыча жидкости, тыс. т накопленная добыча жидкости, тыс. т Среднегодовой дебит т/сут прием-сть м3/сут обвод-ть, % закачка рабочих агентов, тыс. м3 Нак ВНФ д.ед Действ фонд ед

всего всего всего всего нефти жидкости годовая накоп доб наг
1995 9,352 155,028 38,055 384,561 10,1 41 54,7 75,43 73,356 579,646 1,48 4 5
1996 7,812 162,84 29,715 414,276 7,5 28,6 37,5 73,71 30,604 610,25 1,54 3 4
1997 6,829 169,669 35,877 450,153 7 36,8 50,7 80,97 24,263 634,513 1,65 4 3
1998 4,403 174,072 23,658 473,811 6,3 33,7 49,1 81,39 52,474 686,987 1,72 2 4
1999 4,418 178,49 17,352 491,163 6,5 25,6 61,6 74,54 68,692 755,679 1,75 2 5
2000 4,389 182,879 19,027 510,19 6,2 27,1 44,8 76,93 37,661 793,34 1,79 2 4
2001 5,323 188,202 17,58 527,77 7,6 24,9 49,1 69,72 50,672 844,012 1,8 2 5
2002 4,033 192,235 14,628 542,398 5,6 20,4 35,6 72,43 45,449 889,461 1,82 2 5
2003 4,568 196,803 15,092 557,49 7 22,9 34,5 69,55 44,846 934,307 1,83 2 4
2004 3,867 200,67 15,322 572,812 6,2 24,5 54,4 74,76 59,979 994,286 1,85 2 4
2005 2,746 203,416 14,497 587,309 4 21,1 58,4 81,06 42,6 1036,886 1,89 2 2
2006 2,688 206,104 14,892 602,201 5,3 29,3 75,7 81,95 60,465 1097,351 1,92 2 3
2007 2,437 208,541 16,983 619,184 6,8 47,4 59 85,65 61,652 1159,003 1,97 1 3
2008 2,561 211,102 22,1 641,284 7,1 61,2 93,7 88,41 98,967 1257,97 2,04 1 4
2009 2,094 213,196 14,104 655,388 6 40,6 83,8 85,15 91,384 1349,354 2,07 1 3
2010 1,713 214,909 14,387 669,775 5,2 44 85 88,09 75,428 1424,782 2,12 1 3

2. Применение горизонтальных скважин в 21 веке
В настоящее время структура сырьевой базы такова, что традиционный ввод месторождений с низкопроницаемыми коллекторами в разработку при их разбуривании вертикальными скважинами (ВС) может быть эко-номически нецелесообразен, а иногда невозможен, вследствие чего значительный объем запасов окажется невовлеченным в промышленную разработку. Это относится к трудноизвлекаемым запасам, содержащимся в низкопроницаемых и неоднородных пластах и коллекторах с высоковязкой нефтью, потенциальные ресурсы которых оцениваются по стране в несколько миллиардов тонн.
В настоящее время структура сырьевой базы такова, что традиционный ввод месторождений с низкопроницаемыми коллекторами в разработку при их разбуривании вертикальными скважинами (ВС) может быть эко-номически нецелесообразен, а иногда невозможен, вследствие чего значительный объем запасов окажется невовлеченным в промышленную разработку. Это относится к трудноизвлекаемым запасам, содержащимся в низкопроницаемых и неоднородных пластах и коллекторах с высоковязкой нефтью, потенциальные ресурсы которых оцениваются по стране в несколько миллиардов тонн.
Одним из наиболее рациональных направлений улучшения выработки трудноизвлекаемых запасов является переход на принципиально новые системы разработки месторождений с применением горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин (ГС и РГС), которые, имея повышенную поверхность вскрытия пласта, обеспечивают эффективное дренирование и являются перспективным методом не только повышения производительности скважин, но и величины нефтеотдачи пластов.
Мировой и отечественный опыт проводки ГС показывает, что их применение позволяет значительно улучшить текущие технологические показатели разработки низкопроницаемых коллекторов, а в некоторых случаях - перевести забалансовые запасы нефти в балансовые. В частности, темпы отбора нефти для систем ГС по сравнению с системами ВС повышаются приблизительно в 3-5 раза, увеличиваются дебиты скважин, сокращаются сроки разработки. Можно предположить, что применение ГС в этих условиях позволяет повысить темпы выработки запасов, обеспечивающие рентабельность добычи нефти. Годовой темп отбора может быть не менее 2-3%, в то время как при применении ВС этот показатель не превышает 1-1.5%. При этом необходимо заметить, что удельные извлекаемые запасы в расчете на одну ГС приблизительно в 2-3 раза выше, чем для ВС.
Использование ГС позволяет сократить общее число скважин при значительно меньших (в 1.5-2 раза) капитальных вложениях на бурение, несмотря на относительный рост (до 70%) стоимости каждой ГС за счет усложнения их конструкции. Заметим, однако, что при массовом бурении ГС стоимость одного метра проходки, как показывает мировой опыт, может быть доведена до стоимости проходки ВС. Все это создает еще более благоприятные предпосылки для повышения эффективности использования ГС.
В настоящее время еще не исследованы многие вопросы, связанные с полнотой нефтеизвлечения при разработке месторождений с применением ГС, их размещением, с выбором рациональных систем и режимов разработки, изоляцией водопритоков в ГС. Отсутствуют адекватные геолого-гидродинамические модели, позволяющие моделировать системы разработки с применением горизонтальной технологии (ГТ) в пластах с трудноиз-влекаемыми запасами при давлении на забое добывающей скважины ниже давления насыщения.
В связи с этим в настоящее время весьма актуальным и рациональным направлением улучшения использования трудноизвлекаемых и труднодоступных запасов нефти является переход на принципиально новые системы разработки нефтяных месторождений с применением ГС и РГС, которые, имея повышенную поверхность вскрытия пласта, являются перспективным методом повышения не только производительности скважин, но и величины нефтеотдачи продуктивных пластов.
Очевидно, что отработка методики проектирования и реализации технологий с использованием систем ГС в промышленных условиях представляется актуальной и совершенно необходимой . [1]
Месторождения нефти и газа в России имеют крупные остаточные запасы углеводородов (которые составляют 60-80% начальных запасов) в результате применения несовершенной сетки разбуривания. Это, в свою очередь, приводит к недостаточно плотной зоне дренирования, в результате недоизвлекается значительная часть запасов углеводородов. Причины низкого коэффициента извлечения: устаревшее оборудование, технология бурения и заканчивания скважин, отсутствие качественного подхода к методике разбуривания месторождения и увеличения зоны фильтрации, сложные горно-геологические условия. [1]
Передовыми техническими решениями, направленными на повышение коэффициента нефтеотдачи, являются бурения горизонтальных (ГС), разветвленно-горизонтальных скважин (РГС), боковых стволов из скважин бездействующего фонда с горизонтальными и наклонными окончанием.
Подтвержденные извлекаемые запасы нефти в России для их эффективного освоения горизонтальными скважинами составляют около 7 млрд. тонн, в том числе по Западной Сибири - около 5 млрд. тонн, а освоение шельфовых зон без применения технологий, основанных на методе горизонтального бурения, проблематично. [2]
Применение технологии горизонтального бурения наиболее эффективно в залежах с высоконапорными пластовыми водами, подпирающими пропластки известняков (доломитов) значительной мощности с преимущественно вертикальной трещиноватостью, в залежах тяжелой нефти, в маломощных, неглубокозалегающих, истощенных залежах с низкой проницаемостью. Также их эффект очевиден при разбуривании переслаивающихся песчаников, имеющих большие размеры по площади, маломощных пластов-коллекторов, тонкослоистых пластов и труднодоступных линзовых пропластков. [1]
Основным направлением применения строительства РГС является возрождение старых нефтяных месторождений и извлечение из них оставшихся запасов нефти. Такая технология позволяет в большей степени охватить разрабатываемые объекты при одновременном снижении затрат, поскольку позволяет использовать ранее пробуренные скважины, имеющуюся инфраструктуру разработки месторождения, снизить объемы буровых работ и количество отходов бурения. [3]...


5. Вывод

Месторождения нефти и газа в мире и в России имеют крупные остаточные запасы углеводородов (которые составляют 60-80% начальных запасов) в результате применения несовершенной сетки разбуривания. Это, в свою очередь, приводит к недостаточно плотной зоне дренирования, в результате недоизвлекается значительная часть запасов углеводородов. Причины низкого коэффициента извлечения: устаревшее оборудование, технология бурения и заканчивания скважин, отсутствие качественного подхода к методике разбуривания месторождения и увеличения зоны фильтрации, сложные горно-геологические условия.
Передовыми техническими решениями, направленными на повышение коэффициента нефтеотдачи, являются бурения горизонтальных (ГС), разветвленно-горизонтальных скважин (РГС), боковых стволов из скважин бездействующего фонда с горизонтальными и наклонными окончанием.
Так же при расчетах эффективности горизонтальной скважины, было выявлено что использование и применение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с крупной сеткой скважин на месторождении, где есть только один нефтяной пласт гораздо предпочтительнее, чем использование вертикальных скважин.
Применение технологии горизонтального бурения наиболее эффективно в залежах с высоконапорными пластовыми водами, подпирающими пропластки известняков (доломитов) значительной мощности с преимущественно вертикальной трещиноватостью, в залежах тяжелой нефти, в маломощных, неглубокозалегающих, истощенных залежах с низкой проницаемостью.


Список использованной литературы

1. «Дополнение к технологической схеме разработки Усть - Тегусского нефтяного месторождения Тюменской области», в 3 книгах и 1 папке, Песоцкий С.А., г. Тюмень 2013. © Ноговицын К.Д., 2017
2. Глущенко В.Н., Шипигузов Л.М., Юрпалов И.А. Оценка эффективности ингибиторов асфальтеносмолопарафиновых отложений // Нефтяное хозяйство, 2007. – №.5 – с. 84 – 87.
3. Клиценко Г.В., Квеско Н.Г. Строительство горизонтально- разветвленных скважин в России. Современное состояние и перспективы [Электронный ресурс] // URL: sites/mn2013/thesis/s074/s074-014.pdf (дата обращения: 30.11.2017)
4. Мессер А.Г., Повалихин А.С. Перспективные технологии бурения скважин [Электронный ресурс] // URL: ru-articles-03.html (дата обращения: 30.11.2017)
5. Калинин А.Г. Бурение нефтяных и газовых скважин (курс лекций): Учебник – М.: Изд.ЦентрЛитНефтеГаз, 2008. – 848с.
6. Исмаков Р.А. Некоторые вопросы строительства многоствольных скважин с горизонтальным окончанием // Бурение и нефть. 2013. №10. С. 20 - 22 .
7. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. – Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2005-688 с.
8. Хисамов Р.С. Высокоэффективные технологии освоения нефтяных месторождений. – М.: ООО «недра-бизнесцентр», 2004.-628 с.
9. Хисамов Р.С. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти: Учебное пособие. Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук Республики Татарстан, 2013. – 310 с.
10. Применение горизонтальных технологий на месторождениях республики Татарстан на поздней стадии разработки (этапы развития и перпективы бурения) / З.С. Идиятуллина, И.Н. Хакимзянов // Проблемы и повышение эффективности разведки и разработки нефтяных месторождений на поздней стадии : материалы Междунар. науч.-практ. конф., г. Казань, 4-6 сент. 2013 г. – Казань : Изд-во «Фэн» АН РТ, 2013. – с.200-203.
11. Повышение эффективности выработки остаточных запасов нефти на истощенных месторождениях с применением скважин с горизонтальным окончанием/ З.С. Идиятуллина, В.В. Ахметгареев, Е.К. Плаксин, И.Н. Музоваткин // Особенности разведки и разработки месторождений нетрадиционных углеводородов : материалы Междунар. науч.-практ. конф., г. Казань: Изд-во «Ихлас», 2015. – с. 162-165.
12. Ахметгареев В.В., Исаева В.В. Анализ разработки Азево-Салаушского нефтяного месторождения. Отчет о НИР/ТатНИПИнефть, -Бугульма, 2014 г. – 597 с.
13. Р.С. Хисамов, А.В. Насыбуллин. Моделирование разработки нефтяных месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ, 2008. - 255 с.
14. ЭФФЕКТИВНАЯ РАЗРАБОТКА ЗАПАСОВ НЕФТИ В ПЛОТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ СЕВЕРНОЙ АМЕРИКИ. ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ И МНОГОСТУПЕНЧАТЫЙ ГРП Р.Р. Ибатуллин
15. Григорян А.М. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. – М.: Недра. – 1969. – 200 с.
16. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Институт компьютерных исследований, 2006. – 780 с.
17. Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Резванов Р.А. Геофизические методы контроля раз работки нефтяных и газовых месторождений. Уч. для вузов. – М.: Недра, 1991, - 223с.
18. Коноплев Ю.В., Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И. и др. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений М.: Недра, 1986. – 221с.
19. Клиценко Г.В., Квеско Н.Г. Строительство горизонтально- разветвленных скважин в России. Современное состояние и перспективы.
20. Мессер А.Г., Повалихин А.С. Перспективные технологии бурения скважин.
21. Калинин А.Г. Бурение нефтяных и газовых скважин (курс лекций): Учебник – М.: Изд.ЦентрЛитНефтеГаз, 2008. – 848с.
22. Исмаков Р.А. Некоторые вопросы строительства многоствольных скважин с горизонтальным окончанием // Бурение и нефть. 2013. №10. С. 20 - 22 .
Ccылки:
1. eko-problemy/proizvodstvo-neft/ust-tegusskoe-mestorozhdenie.html
2. usttegusskoe_mestorojdenie
3. 2272055.html
4. doc/1580772



Перейти к полному тексту работы


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


Смотреть похожие работы

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