Расчет экономической эффективности применения горизонтальных скважин на территории Карсовайского месторождения

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 18 Февраля 2011 в 21:59, курсовая работа

Описание работы

В технологических схемах разработки 45 месторождений Татарстана рассмотрены варианты с использованием ГС, предложено бурение около 1600 добывающих и 190 нагнетательных горизонтальных скважин. Подавляющее количество скважин предусмотрено на башкирские и турнейские отложения.

Скачать архив (54.00 Кб) Сколько стоит заказать работу?
Файлы: 1 файл

экономика.doc

— 216.00 Кб (Скачать файл)

Продолжение таблицы.1 

Параметры горизонты
верейский башкирский каширский подольский касимовский
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3 0,8696 0,871 0,8801 0,8615 0,8676
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3  
0,884		  
0,8856		  
0,899		  
0,882		  
0,8798
Абсолютная  отметка ВНК, м -1181,6-1208,6 -1211,5-1223,4 -1159 -1054-1062 -923,1
Содержание  серы в нефти, % 1,68 1,58 1,56 4,51 2,88
Содержание  парафина в нефти, % 3,87 3,53 3,93 3,54 3,97
Давление  насыщения нефти газом, МПа 7,0 7,26 5,2 7,17 5,47
Газосодержание  нефти, м3/т 20,45 21,25 24,89 24,64 22,65
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3          
Коэффициент нефтеизвлечения, д, ед, 0,24 0,25 0,2 0,2 0,2
 

Геолого-физические характеристики продуктивных горизонтов Южно-Карсовайского поднятия

 Таблица  2. 

Параметры Верейский горизонт Башкирский  ярус
Средняя глубина залегания, м 1410 1435
Тип залежи пластовый сводовый пластовый сводовый
Тип коллектора карбонатный карбонатный
Площадь нефтеносности, тыс,м2 9371 9045
Средняя общая толщина, м 2,6 6,1
Средняя нефтенасыщенная толщина, м 2,3 4,7
Средняя водонасыщенная толщина, м    
Пористость, д, ед,  0,16 0,12
Средняя нефтенасыщенность, д, ед, 0,71 0,70
Проницаемость, мкм2 0,161-0,185 0,025-0,069
Начальная пластовая температура, °С 26 25,6
Вязкость  нефти в пластовых условиях, мПа·с 14,2 16,36-19,2

Продолжение таблицы 2.

Параметры Верейский горизонт Башкирский  ярус
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 0,858  
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 0,870 0,888
Абсолютная  отметка ВНК, м -1198,7-1205,4 1220,8-1226,8
Объемный  коэффициент нефти, д, ед 1,048 1,052
Содержание  серы в нефти, % 1,81 2,33
Содержание  парафина в нефти, % 4,90 3,76
Давление  насыщения нефти газом, МПа 7.63  
Газосодержание  нефти, м3/т 24.96  
Коэффициент нефтеизвлечения, д, ед, 0,25 0,25
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ  РАЗДЕЛ

    2.1. Текущее состояние разработки Карсовайского месторождения

       На  Карсовайском месторождении разведочное  бурение производилось в два этапа. На первом этапе  в 1972-1975гг. были пробурены разведочные скважины 380, 381, 382, 383. На следующем этапе в 1997-2001г.г. пробурено двенадцать разведочных скважин (скв.1432, 1433, 1434, 1435, 1436, 1437, 1438, 1439, 1440, 1441. 1442, 1443). Промышленная нефтеносность установлена в касимовских отложениях верхнего карбона, мячковских, подольских, каширских, верейских и башкирских отложениях среднего карбона. Выделено два эксплуатационных объекта: врейско-башкирский и касимовско-подоло-каширский. Динамика основных технологических показателей пробной эксплуатации разведочных скважин Карсовайского месторождения приведена на рисунках 1 – 2.

Рис.1: Динамика основных технологических показателей пробной эксплуатации Карсовайского месторождения(с учетом фонда скважин) 
 
 

Рис. 2: Динамика основных технологических показателей пробной эксплуатации Карсовайского месторождения(с учетом обводненности)

Проведенный анализ результатов пробной эксплуатации скважин показал, что залежи нефти Карсовайского месторождения являются достаточно перспективными для дополнительного бурения новых скважин. Добывные возможности как уже пробуренных скважин, так и ожидаемых от дальнейшего бурения, оцениваются довольно высоко.

     Месторождение находится в пробной эксплуатации с 2006 года. По состоянию на 01.01.2009 г. накопленная  добыча нефти по месторождению в  целом составляет 192,1 тыс.т, жидкости – 204,1 тыс.т, обводненность – 3,7%, отбор от НИЗ 2,1%. В 2008 году было добыто 66,7 тыс. т нефти, 71,0 тыс.т жидкости, среднегодовая обводненность – 6,1%, темп отбора от НИЗ составил 0,71%. Закачка рабочих агентов на месторождении не осуществляется.

     Фактические показатели разработки значительно ниже запроектированных. В 2007 году добыча нефти на 54%, а в 2008 году на 48% ниже проектного уровня. Годовая добыча жидкости в эти годы также ниже проектного уровня более чем на 50%. Накопленные показатели также ниже запроектированных: в 2007 году накопленная добыча нефти и жидкости ниже проектной на 15%, в 2008 году – более 30%. Действующий фонд добывающих скважин соответствует проектному. Отставание уровней вызвано более низкими дебитами – фактические дебиты нефти и жидкости в 2 раза ниже проектных.

      Наибольшая  накопленная добыча нефти отмечается на скважине № 1436 — 25,4 тыс. т. Скважина № 1436 одна дает 32 % всей добычи на Карсовайском месторождении. Степень выработанности месторождения по состоянию на 01.08.2006 года  достигла  0,74 % от числящихся на балансе начальных извлекаемых запасов (НИЗ). Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,005 д. ед. За 2006 год процесс нефтеизвлечения на Карсовайском месторождении характеризуется следующими показателями:

      - добыча нефти – 2,1 тыс. т;

      - темп отбора от начальных извлекаемых запасов –0,01 %, от текущих – 0,01 %;

      - добыча жидкости – 2,3 тыс. т;

      - обводненность – 7,2 %;

      - среднесуточная добыча по жидкости   - 5,2 т/сут., по нефти – 4,9 т/сут.

Рис. 3: Динамика накопленных показателей пробной эксплуатации Карсовайского месторождения (накопленные показатели)

2.2. Проектируемое решение

    В настоящее время одним из перспективных  методов интенсификации добычи нефти и полноты ее извлечения из недр является разработка месторождений с использованием горизонтальных скважин (ГС). Карбонатные коллектора, как правило, имеют сложное геологическое строение, с закрытой пористостью и кавернозностью. Залежи карбонатных коллекторов имеют высокую зональную и послойную неоднородность пластов, большую расчлененность и сравнительно низкие коллекторские свойства, а так же сложную структуру порового пространства. Кроме того, в карбонатных коллекторах низкая выработка запасов нефти, а коэффициенты нефтеизвлечения составляют 0,2 – 0,25. Нефти в карбонатных коллекторах чаще всего имеют повышенную вязкость. В этой связи запасы относятся к трудноизвлекаемым. Так, например, Карсовайское месторождение имеет сложное геологическое строение, объекты разработки многопластовые, представлены чередованием в основном маломощных низкопроницаемых пропластков. Продуктивные пласты имеют низкую проницаемость и пористость. Наиболее перспективным при разработке таких запасов является применение горизонтальных скважин.

  Преимущества горизонтально-направленного бурения ГНБ

  1. Уменьшение сметной стоимости строительства трубопроводов за счет значительного сокращения сроков производства работ, затрат на привлечение дополнительной рабочей силы и тяжелой землеройной техники.

  2. Минимизация затрат на энергообеспечение  буровых комплексов вследствие  их полной автономности и экономичности используемых агрегатов.

  3. Отсутствие затрат на восстановление  поврежденных участков автомобильных  и железных дорог, зеленых насаждений  и предметов городской инфраструктуры.

  4. Сокращение эксплуатационных расходов  на контроль и ремонт трубопроводов в процессе эксплуатации.

  5. Сохранение природного ландшафта  и экологического баланса в  местах проведения работ, исключение  техногенного воздействия на  флору и фауну, размыва берегов  и донных отложений водоемов.

  6. Отсутствие ущерба сельхозугодиям и лесным насаждениям.

  7. Минимизация негативного влияния  на условия проживания людей  в зоне проведения работ.

  Горизонтальные скважины позволяют:

  1. Повысить нефтеизвлечение  из  недр за  счет увеличения площади фильтрации.
  2. Продлить безводный или малообводненный период нефтяных скважин.
  3. Значительно повысить дебиты нефти в сравнении с вертикальными скважинами из-за увеличения площади фильтрации.
  4. Снизить объемы бурения скважин при вводе в разработку нефтяных и газовых месторождений.
  5. Снизить объёмы капитальных вложений.

Эффективность разработки месторождения горизонтальными скважинами очень высока, что неоднократно было подтверждено опытом бурения ГС на других месторождениях России. Руководствуясь техническими, технологическими, геологическими и экономическими критериями предложено бурение двух горизонтальных скважин на верейско – башкирский объект разработки Карсовайского месторождения. 

      Выбираем для бурения горизонтальных скважин район скважин 1439 и 1442. В районе скважины 1439 высота залежи составляет 8,6 м, нефтенасыщенная толщина 7,6 м. Абсолютная отметка ВНК составляет -1208 м. Скважину целесообразно бурить на глубину 1204 м, с длиной горизонтального участка 100м. В районе скважины 1442 высота залежи составляет 13,4 м, нефтенасыщенная толщина составляет 7м. Абсолютная отметка ВНК составляет -1204м. Длину горизонтального участка также принимаем равной 100м. Производится бурение горизонтальных скважин с малым радиусом кривизны. Первая горизонтальная скважина вскрыла пласт с начальным дебитом 21 м3/сут., вторая скважина – с начальным дебитом 23 м3/сут. Т.к. на месторождении пока отсутствует система ППД, то падение дебита составит примерно 0,84 м3/год. Динамика падения дебита и накопленная добыча представлены в таблице 3. 

Информация о работе Расчет экономической эффективности применения горизонтальных скважин на территории Карсовайского месторождения