Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м

В целом по НГДУ «Туймазанефть» отбор жидкости уменьшился на 632,176 тыс. тонн.

С поддержанием пластового давления работают девять месторождений. Годовая закачка по всем месторождениям составила 6410,210 тыс. м3, в том числе по Туймазинскому месторождению – 5398,446 тыс. м3. Общая закачка уменьшилась по сравнению с 2002 годом на 378,210 тыс. м3.

Обеспечение отбора жидкости закачкой по де

вонским пластам составило 100,3%, по карбону Александровской площади – 136,1%, по карбону Туймазинской площади – 116,3%, по НГДУ обеспечение отбора закачкой воды составило 103,6%. Уменьшение пластового давления в зоне отбора по девонским пластам составило 0,04 МПа, по карбону Александровской увеличилось на 0,11 МПа, по карбону Туймазинской площади уменьшилось на 0,21 МПа.

Продуктивные объекты разработки Туймазинского месторождения в настоящее время находятся на заключительных стадиях, характеризующихся значительной выработкой запасов нефти, высокой обводненностью (90,1%), снижением годовой добычи нефти и воды, выводом скважин из эксплуатации.

На объектах за историю их разработки были внедрены все технологические рекомендации и решения. Текущие значения коэффициентов нефтеотдачи приближаются к проектным. В этих условиях традиционные способы поддержания уровня добычи нефти или его наращивания за счет совершенствования системы разработки себя исчерпали. Однако на месторождении имеются значительные запасы остаточной извлекаемой нефти. Вопросы извлечения этой нефти требуют своей проработки и решения. Одним из методов эффективного извлечения остаточных запасов на Туймазинском месторождении является метод зарезки и бурения боковых стволов скважин.

Разработка Туймазинского месторождения на завершающей стадии ведется с ежегодным отключением и выводом добывающих и нагнетательных скважин из эксплуатации. Вывод скважин из эксплуатации связан с выработкой запасов нефти в зоне дренирования скважин, обводнением продукции, в результате чего добыча нефти становится нерентабельной, по техническим причинам. В тоже время ввод новых скважин из эксплуатационного бурения незначителен.

На Туймазинском месторождении значителен фонд наблюдательных, пьезометрических, ожидающих ликвидации, нерентабельных скважин. Эти скважины при подтверждении наличия остаточных запасов на участке их расположения потенциально могут быть использованы для извлечения остаточных запасов нефти методом бурения боковых стволов, что позволит сократить затраты на бурение, освоение и обустройство скважин и использовать сложившуюся инфраструктуру месторождения.

2.3 Анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов

За последние годы по ООО НГДУ «Туймазанефть» применялись различные методы увеличения нефтеотдачи. Причем, применение их зависит от многих факторов: геологического строения месторождения на поздней стадии эксплуатации, свойств коллектора и т.д. Рассмотрим наиболее современные и распространенные методы увеличения нефтеотдачи. Все виды воздействия на призабойную зону скважин в ООО НГДУ «Туймазанефть» по технологии прведения можно объединить в следующие группы

– химические методы: закачка осадкогелеобразующей композиции «КОГОР», закачка нефтенола, цеолита, соляно-кислотные обработки и обработки кислотой замедленного действия, обработка призабойной зоны пласта поверхностно – активными веществами, ингибиторами коррозии;

– тепловые методы: обработка призабойной зоны пласта горячей нефтью, а также очистка труб и призабойной зоны магнитным активатором тепла и генератором тепла;

– механические методы: вибровоздействие на пласт вибратором СВ, вибратором-пульсатором, клапаном для создания глубокой депрессии, а также очистка насосно-компрессорных труб от парафина штанговыми скребками, центраторами – фрезами;

– комбинированные методы: обработка призабойной зоны нагнетательных скважин термохимическими зарядами, термоимплозионная обработка ПЗП;

– гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи: нестационарное (циклическое) заводнение и изменение направления фильтрационных потоков, создание обратного конуса, зарезка боковых стволов.

Также наиболее современным и эффективным методами повышения нефтеотдачи являются вибросейсмическое воздействие, осуществляемое на определенные локальные участки нефтяной залежи, что приводит к перераспределению полей напряжения в продуктивных пластах. Это ведет к их частичной реструктуризации и образованию новых фильтрационных каналов. В результате вибросейсмического воздействия уменьшается вязкость флюида, ускоряются миграционные процессы углеводородов, приводя к высвобождению гораздо большего количества нефти, повышая конечную нефтеотдачу пласта.

В ООО НГДУ «Туймазанефть» в последние годы стали испытывать новый метод извлечения прикровельной нефти. Он заключается в следующем. Вначале в скважине перфорируют интервал пласта ниже нефтенасыщенной части на несколько метров. После этого в скважину спускают электроцентробежный насос высокой производительности и осуществляют пуск скважины. За время работы скважины с перфорацией только нижней водонасыщенной части пласта нефть «засасывается» из верхней нефтенасыщенной части пласта в зону перфорации, увеличивая таким образом величину нефтенасыщенной толщины призабойной зоны пласта. При последующей перфорации верхней нефтенасыщенной части пласта скважина вступает в работу в условиях, когда в призабойной зоне пласта уже создан «обратный нефтяной конус», снижена относительная проницаемость для воды, что способствует работе скважины более длительное время с меньшей обводненностью.

Таким образом, выбор метода увеличения нефтеотдачи, как видим, зависит от многих факторов, таких как, например, обводненность добываемой жидкости, геологических условий, коллекторских свойств продуктивных пластов.

Выполнение плана работ по внедрению новых методов увеличения нефтеотдачи по НГДУ приведено в таблице 12.

Таблица 12. Внедрение новых методов увеличения нефтеотдачи пластов по ООО НГДУ «Туймазанефть»

 Скачать реферат