КУРСОВИЙ ПРОЕКТ
на тему «Оцінка перспективності буріння бічних горизонтальних стовбурів і вдосконалення системи розробки на турнейском об'єкті Черновського родовища»
Зміст
Введення
1. Геологічний розділ
1.1 Геолого-фізична характеристика родовища
1.2 Запаси вуглеводнів по родовищу
1.3 Фізичні властивості пластових рідин
Висновок
2. Технологічний розділ
2.1 Поточний стан розробки турнейського об'єкта
2.2 Аналіз поточного стану розробки турнейського об'єкта
2.3 Аналіз енергетичного стану турнейського об'єкта
2.4 Аналіз вироблення запасів турнейського об'єкта
2.5 Порівняння затверджених і фактичних показників розробки
2.6 Вибір свердловини і методу довиработкі запасів
2.7 Літературний огляд по методу довиработкі запасів і оцінка його застосовності на турнейском об'єкті
2.8 Проектування бічного горизонтального стовбура
2.9 Проектування процесу розробки свердловини з БГС за допомогою математичного моделювання
Висновок
Список використаної літератури
Введення
Нафтові родовища Удмуртії мають складну геологічну будову, пласти-колектори характеризуються низькою проникністю і пористістю. Об'єкти розробки нафтових родовищ многопластовие, з високою пошарової і зональної неоднорідністю, представлені чергуванням в основному малопотужних низькопроникних пропластков.
Продуктивні пласти-колектори порового і порово-тріщиною типу, понад 80% запасів нафти приурочено до карбонатних колекторам. Глибина залягання продуктивних пластів 800-2300 метрів, нефтенасищенной товщини пластів незначні (0,1 ... 10 м). Більшість нафтових об'єктів мають газові шапки і обширні водонефтяние зони. Близько 70% запасів відносяться до важкодобувані, і це обумовлено наступними факторами: високою в'язкістю нафти, низькою проникністю колекторів, малої ефективної товщиною пластів-колекторів, наявністю подгазових зон і малопотужних нафтових оторочек [3].
Основні розроблювальні родовища знаходяться в експлуатації вже більше 20 років, тому мають високу виработанность запасів (44,3%) і більше, обводненість (до 85%) і знаходяться в стадії падаючої видобутку нафти. Структура залишкових запасів нафти також несприятлива. На частку активних, що знаходяться в розробці, доводиться 37%. Решта 63% відносяться до категорії важко видобувних [3]. Залишкові важкодобувані запаси вимагають впровадження принципово нових технологій. Одним з перспективних методів інтенсифікації видобутку нафти, повноти її вилучення з надр є розробка родовищ із застосуванням горизонтальних свердловин. Особливої ??актуальності це набуває для родовищ зі складною геологічною будовою і на пізній стадії розробки. У неоднорідних колекторах залишено чимало невиробленими пропластков, ціликів та інших зон, заблокованих з різних причин. Застосування ГС і БГС дозволяє істотно поліпшити технологічні та економічні показники розробки і забезпечити більш високі темпи нафтовидобутку і збільшення нафтовіддачі на 10-15%.
Огляд літератури показав, що якісних критеріїв для обгрунтування вибору об'єкта під буравлення БГС практично немає. Автори [1-3] виділяють наступні критерії:
. Геологічні:
· мінімальна ефективна нефтенасищенная товщина 4 м;
· наявність непроникного екрана (ущільненої пачки порід) між нефтенасищенних і водонасиченими або газонасичених колекторами;
· можливість буріння горизонтального стовбура у верхній частині нефтенасищенной пласта на максимальному видаленні від ВНК, особливо за наявності розвиненої тріщинуватості порід;
· ефективна (що припадає на нефтенасищенной інтервали) довжина бічного стовбура становить 80 ... 200 м залежно від реалізованої сітки свердловин;
· горизонтальний ствол повинен бути проведений по горизонтальній або низхідній лінії без сідлоподібних перегинів у вертикальній площині для запобігання утворення гідрозатвори;
. Технологічні:
· розташування невиробленими і слабо дреніруемих зон пласта за площею і по розрізу з урахуванням реалізованої системи розробки;
· ступінь виробленості запасів;
· поточні пластові і забійні тиску;
· дебіти свердловин на перспективних діля...
