Анализ эффективности зарезки боковых стволов на Южно-Ягунском месторожднении

Приведен анализ эффективности зарезки боковых стволов на Южно-Ягунском месторождении со всеми нужными показателями за последние годы. Оценка защиты 5. Очень подробный разбор данной темы со всеми схемами. ...

Бурение вторых стволов на месторождении начато в 1996 году, ввод их в эксплуатацию – в 1997 году. По состоянию на 01.01.2013 года было проведено 145 зарезок бокового ствола, из них: 19 скважин с горизонтальным окончанием и 126 скважин–с вертикальным. Боковые стволы с горизонтальным окончанием бурятся на месторождении с 2008 года.
Ввод в эксплуатацию боковых стволов в большинстве случаев оказал положительное влияние на работу окружающих добывающих скважин из-за увеличения скорости фильтрации флюидов на участке пласта и тем самым вызвал подключение к разработке застойных участков и доотмыв части остаточной нефти.
Таким образом за счет эксплуатации 145 боковых стволов в период январь 1998 года - декабрь 2003 года на Южно-Ягунском месторождении дополнительно добыто 51,415 тыс. тонн нефти.
ДляЗБС использовали скважиныс высокой обводненность, низким дебитом и скважины в аварийном состоянии, которые не могли эксплуатироваться по техническим причинам. Зарезка осуществлялась как в зоны пласта, где реализован проектный фонд скважин и происходит выработка запасов, так и в неразрабатываемые зоны материнскими скважинами с других объектов.

ВВЕДЕНИЕ .................................................................................................................. 6
1. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ .................................................... 7
1.1. Географическое расположение ................................................................. 7
1.2. История освоения месторождения ........................................................... 8
1.3. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов ............. 15
1.4. Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов ........................... 21
2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ................... 27
2.1. Анализ показателей разработки месторождения .................................. 27
2.2. Анализ показателей работы фонда скважин ........................... .............. 37
2.3. Анализ выполнения проектных решений ............................................. 4

2-8.4%1.0-11.30.2-1.2-0.3Изм.Изм.ЛистЛист№ докум.№ докум.ПодписьПодписьДатаДатаЛистЛист11БР.21.03.01.88/393-а.491.2016.00.ПЗБР.21.03.01.88/393-а.491.2016.00.ПЗРисунок 2.3 - Динамика проектной и фактической добычи и обводненности. Южно-Ягунское месторождениеРисунок 2.4 - Проектная и фактическая динамика действующего добывающего фонда и дебитов скважин. Южно-Ягунское месторождениеПо результатам проведенного анализа показателей можно отметить следующее:Весь анализируемый период характеризуется удовлетворительным соотношением фактических и проектных показателей; Максимальное отклонение фактических уровней добычи нефти от проектных получено в 2006 г. и соИзм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист12БР.21.03.01.88/393-а.491.2016.00.ПЗставляет 11.3%, последующие три года фактическая добыча нефти соответствует проектной величине (отклонение 0.2-1.2%);2005 г. – на 1% (4386.6 тыс. т – факт, 4344.3 тыс. т – проект);2006 г. – на 11.3% (3710.7 тыс. т – факт, 4183.7 тыс. т – проект);2007 г. – на 0.2% (3141.9 тыс. т – факт, 3136.9 тыс. т – проект);2008 г. – на 1.2% (2810.1 тыс. т – факт, 2845.3 тыс. т – проект); В 2009 году добыча нефти составила 2673.9 тыс. т (расхождение 8.4 тыс. т или 0.3%). По объектам БС10 и БС11 отмечается недостижение проектной величины на 6.1% и 5.8% соответственно, наибольшее расхождение получено по объекту ЮС1 – 14.3%; Период 2005-2006 гг. характеризуется превышением фактических отборов жидкости и закачки воды над проектными величинами на 11.9% и 8.8% - 2005 г. и 10.6% и 16.4% - 2006 г. соответственно. В последующие три года отклонения фактических значений отборов жидкости от проектных значений не превышает 1.5%, закачки – 6.7%;По вводу новых скважин проектные показатели в период 2006-2008 гг. выполнялись в полном объеме, за этот период введено 78 скважин при проектной величине 79 едениц. Действующий фонд добывающих скважин с 2006 г. ниже проектной величины, отклонение находится в допустимых пределах, максимальная величина составляет 4% (2009 г.): 2005 г.: проект – 909, факт – 965;2006 г.: проект – 924, факт – 890;2007 г.: проект – 905, факт – 899;2007 г.: проект – 932, факт – 919;2008 г.: проект – 962, факт – 924;На текущую дату в бездействии и консервации находится 312 добывающих скважин месторождения, из них 307 после эксплуатации. На момент остановки бездействующие и законсервированные скважины имели, в основном, низкие добывные возможности: 89.6% остановленных скважин (274 ед.) имели дебит нефти на момент остановки менее 1 т/сут, из них 201 ед. или 65.5% - менее 0.5т/сут. 291 скважина или 94.8% остановлены с обводненностью более 50%, из них 246 ед. или 80.1% - с обводненностью более 95%.Дебит жидкости и обводненность продукции на месторождении увеличиваются. В 2009 г. дебит жидкости составил 84.8 т/сут при проектной величИзм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист13БР.21.03.01.88/393-а.491.2016.00.ПЗине 82.4 т/сут, обводненность соответствует проекту (факт - 90.2%, проект - 90.2%). Дебит нефти составил 8.3 т/сут при проектной величине 8.1 т/сут;За период 2005-2008 гг. действующий фонд нагнетательных скважин превышал проектный (в среднем на 10-54 ед.). Это связано с разбуриванием краевых зон залежей и переводом обводнившихся добывающих скважин, расположенных в приконтурной зоне, под закачку. В 2009 г. фонд действующих нагнетательных скважин составил 439 ед., что соответствует проектной величине (проект – 437 ед.).Таким образом, проектные решения по месторождению выполняются. Не достижение проектных уровней добычи нефти в 2006 г. связано с более высокими темпами увеличения обводненности, чем предусматривалось проектом.В целом по месторождению фактический дебит нефти за 2009 г. (2673.9 тыс. т) соответствует проектной величине (2682.3 тыс. т). По объектам разработки отклонения находятся в допустимых приделах.Таблица 2Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист14БР.21.03.01.88/393-а.491.2016.00.ПЗ.9 – Сравнение проектных и фактических показателей разработки Южно-Ягунского месторожденияПоказателиед. изм.Уточненный проект разработки (протокол ЦКР №3320 от 23.12.2004 г.)Авторский надзор за реализацией Уточненного проекта разработки (протокол ЦКР РОСНЕДРА №4202 от 26.12.2007 г.)2005 г.2006 г.2007 г.ПроектФактПроектФактПроектФактДобыча нефти, всеготыс. т4344.34386.64183.73710.73136.93141.9В том числе: из переходящих скважинтыс. т4289.94384.34134.43586.13087.03093.5новых скважинтыс. т54.42.349.3124.650.048.3механизированных скважинтыс. т4344.34386.64183.73710.73136.93141.9Ввод новых добывающих скважин, всегошт.16316122425В том числе из эксплуатационного буренияшт.1601692424из разведочного буренияшт. 1  00переводом с других объектовшт. 0  00Среднесуточный дебит нефти новой скважиныт/сут21.36.519.240.915.715.5Среднее число дней работы новой скважиныдни160116.7160254133125Средняя глубина новой скважиным26503255.0273827383018.83352Эксплуатационное бурение, всеготыс. м42.411.343.819.298.385.8В т.ч.- добывающие скважинытыс. м42.48.043.816.398.354.1вспомогательные и специальные скважинытыс. м 3.202.9031.6Расчетное время работы новых скважин      предыдущего года в данном годускв. дни36962776537610414209.14164Расчетная добыча нефти из новых скважин      предыдущего года в данном годутыс. т103.575.0114.26.8172.1170.2Добыча нефти из переходящих скважин      предыдущего года тыс. т4462.14492.74289.94384.33586.13586.1Расчетная добыча нефти из переходящих       скважин данного годатыс. т4565.64567.64404.14391.13758.23756.4Ожидаемая добыча нефти из переходящих       скважин данного годатыс. т4289.94384.34134.43586.13087.03093.5Изменение добычи нефти из переходящих       скважинтыс. т-275.7-183.3-269.7-805.0-671.2-662.9Процент изменения добычи нефти из       переходящих скв.%-6-4.0-6.1-18.3-17.9-17.6Мощность новых скважинтыс. т114.27.1103.5179.1130.9141.4Выбытие добывающих скважиншт.932151319466В том числе под закачкушт.3228293514Фонд добывающих скважин на конец годашт.101010461027979979975В том числе: нагнетательных в отработкешт. 119 946290Действующий фонд добывающих скважин      на конец годашт.909965924890905899Перевод скважин на механизированную      добычушт.16016000Фонд механизированных скважиншт.10109951027946979938Ввод нагнетательных скважиншт.162223464735Выбытие нагнетательных скважиншт. 102122Фонд нагнетательных скважин на конец годашт.321333342393438443Действующий фонд нагнетательных скважин на       конец годашт.289300308362407417Фонд введенных резервных скважин на конец       годашт.    00Средний дебит действующих скважин по      жидкостит/сут58.566.158.667.874.575.0Средний дебит переходящих скважин по      жидкостит/сут58.466.258.767.975.075.5Средний дебит новых скважин по жидкостит/сут38.1130.132.654.228.128.2Средняя обводненность продукции действующего      фонда скважин%77.980.179.183.386.786.7Средняя обводненность продукции переходящих      скважин%7880.079.383.786.986.8Средняя обводненность продукции новых       скважин%44.295.041.024.644.144.9Средний дебит действ. скважин по нефтит/сут12.913.212.211.39.910.0Средний дебит переход-х скважин по нефтит/сут12.813.212.211.19.810.0Средняя приемистость нагнет-х скважинм3/сут189.4207.9186.5205.4199.6187.0Добыча жидкости всеготыс. т19671.222009.620064.422188.923594.923537.8В том числе из переходящих скважинтыс. т19498.121964.119927.922023.623505.523450.0из новых скважинтыс. т97.645.583.5165.389.587.8механизированным способомтыс. т19671.222009.620064.422188.923594.923537.8Добыча жидкости с начала разработкитыс. т298468300771318532322960346554346497Добыча нефти с начала разработкитыс. т117466117532121649121242124379124384Коэффициент нефтеизвлечениядоли ед.0.2330.2390.2410.2470.2600.253Отбор от утвержденных извлекаемых запасов%61.962.864.164.867.666.5Темп отбора от начальных утвержденных       извлекаемых запасов%2.32.32.22.01.71.7Темп отбора от текущих утве-х извлек. запасов%5.75.95.85.35.04.8Закачка рабочего агентатыс. м319891.121651.420671.524053.826700.726675.8Закачка рабочего агента с начала разработкитыс. м3349834351715370505375768402469402444Компенсация отбора: текущая%94.692.796.8103.4107.9110.2с начала разработки%103.4103.1103.0103.1102.8103.615БР.21.03.01.88/393-а.491.2016.00.ПЗПродолжение таблицы 2.9Показателиед. изм.Авторский надзор за реализацией Уточненного проекта разработки (протокол ТО ЦКР РОСНЕДРА по ХМАО-Югре №1110 от 23.12.2008 г.)2008 г.2009 г.ПроектФактПроектФактДобыча нефти, всеготыс. т2845.32810.12682.32673.9В том числе: из переходящих скважинтыс. т2758.42724.92603.42670.2новых скважинтыс. т86.885.278.93.7механизированных скважинтыс. т2845.32810.12682.32673.9Ввод новых добывающих скважин, всегошт.3941247В том числе из эксплуатационного буренияшт.3641243из разведочного буренияшт.3000переводом с других объектовшт.510014Среднесуточный дебит нефти новой скважиныт/сут13.313.320.58.8Среднее число дней работы новой скважиныдни16815616060.1Средняя глубина новой скважиным3089289229933193Эксплуатационное бурение, всеготыс. м101107.571.819.2В т.ч.- добывающие скважинытыс. м10172.071.86.2вспомогательные и специальные скважинытыс. м0.035.50.014.9Расчетное время работы новых скважин    предыдущего года в данном годускв. дни867586751352314227Расчетная добыча нефти из новых скважин    предыдущего года в данном годутыс. т134.7134.5179.4189.2Добыча нефти из переходящих скважин    предыдущего года тыс. т3093.53093.52758.42724.9Расчетная добыча нефти из переходящих     скважин данного годатыс. т3228.23228.02937.82914.1Ожидаемая добыча нефти из переходящих     скважин данного годатыс. т2758.42724.92603.42670.2Изменение добычи нефти из переходящих     скважинтыс. т-469.8-503.1-334.4-243.9Процент изменения добычи нефти из     переходящих скв.%-14.6-15.6-11.4-8.4Мощность новых скважинтыс. т180.0199.0171.522.6Выбытие добывающих скважиншт.49634126В том числе под закачкушт.2473211Фонд добывающих скважин на конец годашт.9969901026992В том числе: нагнетательных в отработкешт.741002793Действующий фонд добывающих скважин    на конец годашт.932919962924Перевод скважин на механизированную    добычушт.9034710Фонд механизированных скважиншт.9969411026952Ввод нагнетательных скважиншт.24664020Выбытие нагнетательных скважиншт.17504Фонд нагнетательных скважин на конец годашт.432462472481Действующий фонд нагнетательных скважин на     конец годашт.401429437439Фонд введенных резервных скважин на конец     годашт.000 Средний дебит действующих скважин по    жидкостит/сут83.582.982.484.8Средний дебит переходящих скважин по    жидкостит/сут84.983.983.084.9Средний дебит новых скважин по жидкостит/сут31.129.836.852.4Средняя обводненность продукции действующего    фонда скважин%89.689.690.290.2Средняя обводненность продукции переходящих    скважин%89.889.890.590.3Средняя обводненность продукции новых     скважин%57.455.444.283.1Средний дебит действ. скважин по нефтит/сут8.78.78.18.3Средний дебит переход-х скважин по нефтит/сут8.68.67.98.3Средняя приемистость нагнет-х скважинм3/сут206.8196.4201.8209.0Добыча жидкости всеготыс. т27281.726905.827409.327419.2В том числе из переходящих скважинтыс. т27078.026714.627267.927397.2из новых скважинтыс. т203.7191.2141.422.0механизированным способомтыс. т27281.726905.827409.327419.2Добыча жидкости с начала разработкитыс. т373779373403401188400822Добыча нефти с начала разработкитыс. т127229127194129912129868Коэффициент нефтеизвлечениядоли ед.0.2660.2590.2650.264Отбор от утвержденных извлекаемых запасов%69.168.069.669.4Темп отбора от начальных утвержденных     извлекаемых запасов%1.51.51.41.4Темп отбора от текущих утве-х извлек. запасов%4.84.54.54.5Закачка рабочего агентатыс. м329423.729861.229547.631517.3Закачка рабочего агента с начала разработкитыс. м3431868432305461586463823Компенсация отбора: текущая%103.9108.6102.6112.5с начала разработки%102.9103.998.5104.43 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЗАРЕЗКИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ НА ЮЖНО-ЯГУНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИЗарезка боковых стволов - это мероприятие, позволяющая увеличить добычу нефти на старых месторождениях и коэффициент извлечения нефти из пластов, возвратить в эксплуатацию нефтяные скважины, которые были ликвидированы и не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами.В следствиибурения боковых сИзм.Изм.ЛистЛист№ докум..ПодписьПодписьДатаЛист1БР.21.03.01.88/393-а.491.2016.00.ПЗБР.21.03.01.88/393-а.491.2016.00.ПЗРазработал.ПроверилН. Контр. Н. Контр.ВельменскийАМУтверд.Утверд.Грачев С.И.Грачев С.И.Анализ эффективности зарезки боковых стволов на Южно-ЯгунскомЛит.Лит.Листов27ТюмГНГУИГиНЭДНб11-4тволов, в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представлялась возможной.Применение ЗБС способствует увеличению нефтеотдачи пластов и фактически заменяет уплотнение скважин.Соответствующие технологии способствуютсохранению скважины и сэкономить затраты на освоение.Применяются разные методы ЗБС из скважин бездействующего фонда: вырезание участка колонны, бурение с отклоняющего клина. Причем эксплуатация боковых стволов эффективна для всех типов залежей.Себестоимость дополнительно добытой нефти из вторых стволов, как правило, меньше её среднего значения по месторождениям, а затраты на их строительство окупаются в течение 1-2 летДля увеличения длины ствола в продуктивном нефтеносном пласте предпринимают строительство скважин с несколькими горизонтальными участками.Дополнительный эффект можно получить от совмещения зарезки боковых стволов с другими мероприятиями (ГРП, пологие скважины и тд).В зависимости от выбранного направления бокового ствола относительно основного, используются профили плоскостного или пространственного типа. Профили плоскостного типа используется тогда когда азимут бокового ствола совпадает или отличается на 180º от азимута основного ствола. В других случаях используются профили пространственного типа. Изм.Изм.Изм.ЛистЛистЛист№ докум.№ докум.№ докум.ПодписьПодписьПодписьДатаДатаДатаЛистЛистЛист2БР.21.03.01.88/393-а.491.2016.00.ПЗБР.21.03.01.88/393-а.491.2016.00.ПЗБР.21.03.01.88/393-а.491.2016.00.ПЗПрофиль бокового ствола определен величиной и направлением отхода нового ствола от основного по кровле продуктивного пласта, возможностью выполнения профиля имеющимися компоновками, возможностью свободного прохождения в дополнительном стволе различных КНБК в процессе его бурения и «хвостовика» в процессе крепления. Рисунок 3. Профиль бокового ствола Южно-Ягунского месторождения Для бурения БС без горизонтального окончания могут использоваться любые профили, но более предпочтительным является четырехинтервальный профиль с участками: изменения азимута, набора угла (интенсивность 1-2º на 10 м), стабилизации, падения угла (интенсивность 0.3-0.4º на 10 м).Профиль БГС состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей и горизонтального участка. Под направляющей частью профиля понимается часть бокового ствола скважины от ее устья до точки, являющейся началом горизонтального участка. Бурение БС ведут буровые установки А-60/80 и АРБ-100 и облегченной БУ-75. Следующее бурение БС ведется винтовыми забойными двигателями диаметром 127 - 85 мм, отклонителями с регулируемым углом перекоса, долотами 155,6 - 76 мм. Ориентированное бурение проводится с использованием телесистем с кабельным (СТТ-108, ОРБИ-36) и электромагнитным (АТ-3, ЗТС-54) каналами связи. Известно, что дебит скважины также зависит от качества первичного вскрытия пласта. Загрязнения пласта при бурении скважины практически невозможноИзм.Изм.Изм.ЛистЛистЛист№ докум.№ докум.№ докум.ПодписьПодписьПодписьДатаДатаДатаЛистЛистЛист3БР.21.03.01.88/393-а.491.2016.00.ПЗБР.21.03.01.88/393-а.491.2016.00.ПЗБР.21.03.01.88/393-а.491.2016.00.ПЗ исправить в процессе эксплуатации другими методами повышения нефтеотдачи пласта. Поэтому особое внимание уделяется этому вопросу.При освоении с использованием компрессирования или свабирования вызывают приток из БС, определяют добычу полученной жидкости и вводят в эксплуатацию с использованием электоцентробежных или штанговых глубинных насосов. В карбонатных коллекторах дополнительно используют кислотную обработку призабойной зоны пласта. Так как месторождения довольно истощенные, 90 % боковых стволов эксплуатируется ШГН, что обеспечивает более «мягкие» режимы депрессии на интервалы перфорации и пласт. Боковой ствол может быть представлен тремя вариантами конструкции эксплуатационного забоя:-открытого типа со спуском фильтров для горизонтальных скважин-открытого типа с комплексом регулируемого разобщения интервалов горизонтального забоя (многопакерной системой);-закрытого типа со сплошным цементированием «хвостовика», включая интервал горизонтального участка.Схема открытого типа предусматривает установку пакера (ПДМ) или пакера-манжеты и манжетное цементирование. При конструкции эксплуатационного забоя закрытого типа используют сплошное цементирования «хвостовика» в одну ступень.Заканчивание БС предусматривает обсаживание пробуренного ствола «хвостовиком» с подвеской его в эксплуатационной колонне основного ствола на специальном клиновом устройстве с пакером. Вверх «хвостовика» должен находится в эксплуатационной колонне основного ствола выше зоны фрезирования.В случае открытого эксплуатационного забоя «хвостовик» включает: посадочный адаптер; подвеску «хвостовика»,обсадные трубы; пакер с муфтой манжетного цементирования или пакер-манжету;фильтры (ФГС) или комплекс регулируемого разобщения (многопакерную систему); центраторы; башмак.Изм.Изм.Изм.ЛистЛистЛист№ докум.№ докум.№ докум.ПодписьПодписьПодписьДатаДатаДатаЛистЛистЛист4БР.21.03.01.88/393-а.491.2016.00.ПЗБР.21.03.01.88/393-а.491.2016.00.ПЗБР.21.03.01.88/393-а.491.2016.00.ПЗВ случае закрытого эксплуатационного забоя конструкция «хвостовика» следующая: посадочный адаптер; подвесное устройство; обсадные трубы; центраторы; стоп-кольцо; обратный клапан; перфорированный патрубок; башмак.После проработки ствола скважины и сборки «хвостовика» вместе с посадочным устройством и разъединителем проводится спуск колонны на бурильных трубах.При достижении башмаком «хвостовика» интервала забуривания производится промежуточная промывка.При достижении требуемой глубины (забоя) производится подвеска и разгрузка «хвостовика» в эксплуатационной колонне при помощи клинового устройства. Разгрузкой и натяжкой на вес «хвостовика» проверяется фиксация его клиновой подвеской.После производится рассоединение бурильной колонны с «хвостовиком» путем её вращения. При необходимости эту операцию можно выполнять после окончания цементирования.После отсоединения установочного инструмента от «хвостовика» проводится закачка и затвердение расчетного количества цементного раствора.Перед тампонажным раствором закачивается буферная жидкость. В качестве буферной жидкости рекомендуется использовать техническую воду с ПАВ в количестве 0,6%.«Хвостовик» крепится цементным раствором с плотностью не менее 1800 кг/м или материалом, соответствующим ему по всем параметрам качества. Рисунок3.1 Способы заканчивания скважин с горизонтальным стволом.а) с открытым дренирующим стволом в устойчивом однородном пластеИзм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист5БР.21.03.01.88/393-а.491.2016.00.ПЗб) с хвостовиком, имеющим заранее созданные шельфидные или перфорационные отверстия в пласте, предоставленном неустойчивыми породамив) с зацементированным хвостовиком имеющий перфорационные отверстия в неоднородном пласте. 3.1 Охват фонда ЗБСБурение вторых стволов на месторождении начато в 1996 году, ввод их в эксплуатацию – в 1997 году. По состоянию на 01.01.2013 года было проведено 145 зарезок бокового ствола, из них: 19 скважин с горизонтальным окончанием и 126 скважин–с вертикальным. Боковые стволы с горизонтальным окончанием бурятся на месторождении с 2008 года.Ввод в эксплуатацию боковых стволов в большинстве случаев оказал положительное влияние на работу окружающих добывающих скважин из-за увеличения скорости фильтрации флюидов на участке пласта и тем самым вызвал подключение к разработке застойных участков и доотмыв части остаточной нефти.