Повышение эффективности разработки Вынгапуровского месторождения зарезкой боковых стволов-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объекто
ID:
185129
Дата закачки:, Продавец:
Посмотреть другие работы этого продавца
Тип работы:, Форматы файлов:, Описание:
Повышение эффективности разработки Вынгапуровского месторождения зарезкой боковых стволов-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Доклад
Зарезка боковых стволов — это одна из наиболее эффективных технологий, позволяет добиться повышения добычи нефти на старых месторождениях и увеличения коэффициента извлечения нефти из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами.
Бурение боковых стволов дает следующие возможности:
- восстановление продуктивности аварийных скважин, доступ в которых к интервалу эксплуатации затруднен или невозможен;
- увеличение производительности малодебитных скважин за счет вскрытия менее дренированной части пласта в обход конусов обводнения;
- вскрытие пропущенных продуктивных объектов при направленном бурении бокового ствола;
- уточнение состояния выработки и потенциальных запасов отдельных пластов.
Показываю чертеж Конструкция многоствольных скважин
Произведены промысловые испытания и внедрен в производство современный вид технологических оснасток для заканчивания боковых стволов скважин. Данный вид оснасток имеет ряд преимуществ, отличающих их от аналогов:
- Не создает затруднения при разбуривании внутренних элементов;
- Обеспечивает безаварийный отворот разъединительного узла;
- Обеспечивает автоматическое закрытие цементировочного клапана по окончании процесса цементирования;
- Предотвращает попадание цемента в фильтровую часть хвостовика.
Показываю чертеж Оснастка для заканчивания боковых стволов
Комплект технических средств типа ФКО позволяет установить клино-отклонитель, вырезать «окно» полного размера в обсадной колонне и забурить боковой ствол за один рейс.
В комплект технических средств типа ФКО входят:
- якорь механический;
- клин-отклонитель;
- комплект фрезеров типа ФКО%;
- гибкий патрубок;
- фрезер-райбер;
- крюк извлечения КИ.
Показываю чертеж Комплект технических средств для зарезки
Применение геофизических методов для контроля за техническим ...
... конструкции скважины. Для выявления этих нарушений применяются методы определения технического состояния колонн. В данной дипломной работе рассмотрены ... Сок, Шешма и другие. В послереволюционный период исследованиями территории занимались И.М. Губкин, М.Э. Ногинский, А.Д. ... карта района работ. Составили Н.Г. Абдуллин, Л.З. Аминов, В.С. Суетенков /13/. 2. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ Первые ...
В результате эффективности разработки месторождения при эксплуатации скважин с боковыми стволами произошло увеличение дебита скважины на 26 тонн. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 8105 тонн.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 855 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности эксплуатации скважин с боковыми стволами.
Показываю чертеж Технико-экономические показатели
Вопрос1. Назначение фрезеров ФКО?
Фрезеры типа ФКО позволяют установить клиноотклонитель, вырезать «окно» в обсадной колонне и забурить боковой ствол за один рейс.
Вопрос 2. Для чего предназначен якорь?
Якорь предназначен для фиксирования клинового отклонителя в обсадной колонне без опоры на забой. Отличается простой и надежной конструкцией.
Вопрос 3. Что такое коэффициент нефтеотдачи.
Коэффициент нефтеотдачи – это отношение количества отобранной нефти из пласта ко всем геологическим запасам.
Вопрос 4. Расшифровать станок-качалка 6СК4-3-2500
6 – модификация
4 – максимальная нагрузка на головку балансира в т;
3 – максимальная длина хода сальникового штока в м;
2500 – максимальный допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора, кгс∙м.
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время бездействующий фонд скважин в нефтегазодобыва-ющих предприятиях отрасли составляет десятки тысяч скважин. При этом в ряде предприятий Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса бездействующий фонд достигает до 30 % и более от эксплуатационного фон-да, а прирост или поддержание уровня добычи нефти на прежнем уровне происходит, в основном, за счет ввода в эксплуатацию новых скважин. По-этому, в настоящее время для наших заказчиков — нефтегазодобывающих предприятий наиболее актуальным является осуществление ремонта и вос-становление старого фонда скважин путем забуривания вторых стволов, в основном, с горизонтальным окончанием. А для буровых предприятий, если они хотят оставаться на рынке услуг, необходимо овладевать новейшими ви-дами оборудования и технологией безаварийного и скоростного бурения бо-ковых стволов.
Бурение боковых стволов дает следующие возможности:
- восстановление продуктивности аварийных скважин, доступ в кото-рых к интервалу эксплуатации затруднен или невозможен;
- увеличение производительности малодебитных скважин за счет вскрытия менее дренированной части пласта в обход конусов обводнения;
- вскрытие пропущенных продуктивных объектов при направленном бурении бокового ствола;
- уточнение состояния выработки и потенциальных запасов отдельных пластов.
Некоторые буровые организации начали осваивать технологию буре-ния боковых стволов несколько ранее ЭГЭБ-1 ЗСФ ООО «ЛУКОЙЛ-Бурение». Это дает нам возможность анализировать рациональность приме-нения того или иного метода бурения вторых стволов, и избежать тех оши-бок, которые были допущены другими организациями на ранних этапах внедрения технологии забуривания боковых стволов.
Зарезка боковых стволов. Зарезка боковых стволов
... 2. Технология зарезки боковых стволов Требования к выбору скважин для бурения в них горизонтальных стволов: 1. Все работы по зарезке и бурению БС представляются ... Зарезка боковых стволов На всех разрабатываемых месторождениях имеются бездействующие и малодебитные скважины. Очевидно, что сокращение числа бездействующих и малодебитных скважин является важным резервом увеличения добычи нефти, ...
Первые упоминания о применении многозабойного бурения и создании ответвлений в уже пробуренной скважине появились ужу в 20-х годах. В 1939 г. L. Ranney заявил что пробурил горизонтальную многозабойную скважину. Однако лишь в 1953 г. А.М. Григоряном действительно была пробурена многозабойная разветвленная скважина.
В различных регионах применяются различные методы забуривания боковых стволов разработанные и обоснованные для внедрения на конкрет-ных месторождений с учетом технологии строительства первичных одно-ствольных скважин. Такие особенности как диаметр обсадных колонн, марка стали из которой они изготовлены, толщина стенки обсадной колонны, в ко-торой происходит вырезание окна или секции колонны, вид и качество креп-ления тип породы в интервале зарезки бокового ствола, а также тип породы в интервале горизонтального участка ствола.
На сегодняшний день самыми передовыми разработками техники и технологии в области зарезки и бурения боковых стволов обладают ино-странные фирмы такие как “Schlumberger”, “Drilling Servise” “Smith” и др. их оборудование и программное обеспечение отличается высоким качеством из-готовления, достаточно долговечно и имеет высокую точность измерения. Но в сравнении с отечественным оборудованием отличается высокой стоимо-стью. В то же время отечественные НИИ и предприятия выпускающие обо-рудование для нефтяной промышленности накопили достаточный опыт и начинают конкурировать с иностранными производителями оборудования, при этом отечественное оборудование по стоимости на порядок ниже анало-гичного импортного.
В структуре одного из наиболее перспективных месторождений „Газ-пром нефти“ — Вынгапуровского — самый большой объем трудноизвлекае-мых запасов приходится на запасы с низкими фильтрационноемкостными свойствами, к ним относятся коллекторы с проницаемостью ниже 2 мД. Вто-рые по объемам начальных извлекаемых запасов — недонасыщенные кол-лекторы. Третья позиция — малые нефтенасыщенные толщины. Все эти ре-сурсы можно освоить только за счет применения комплекса современных технологических решений.
По данным геологов, на иесторождении более 92,4 млн тонн приходят-ся на запасы с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, около 18 млн тонн — на ресурсы с малыми нефтенасыщенными толщинами, и в пределах 50,4 млн тонн — на недонасыщенные запасы.
По мнению специалистов общий потенциал трудноизвлекаемых запа-сов с низкой проницаемостью коллекторов на месторождениях «Газпром нефти» достаточно высок. В числе методов, которые способны реализовать этот потенциал, — высокотехнологичные операции по бурению горизон-тальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (ГРП), зарезке боковых стволов; усовершенствование технологий ГРП. Важными вопроса-ми в решении проблемы остаются подбор оптимальных режимов эксплуата-ции скважин и залежи в целом; определение максимально эффективного со-четания методов и последовательности проводимых операций; поиск пер-спективных технологий, не получивших широкого распространения.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Состояние разработки месторождения
Монтаж буровых установок, строительство скважин (бурение) , ремонт ...
... объединенного общества является; монтаж буровых установок, строительство скважин (бурение), ремонт скважин и транспортное обеспечение входе выполнения этих работ. Структура «Нарьян-Марской экспедиции» состоит ... дипломного проекта является энергообеспечение буровой установки ООО «Буровая компания «Евразия» в связи с заменой механического привода на электрический с целью снижения затрат на ...
На Вынгапуровском месторождении в ЦДНГ-2 на настоящее время находится 9 фонтанных скважин. И хотя дебиты по жидкости в этих скважинах достаточно высоки, из-за высокой обводненности 94,5 – 99% дебиты по нефти небольшие и составляют от 0,1 т/сут до 5,3 т/сут. Общий дебит по нефти составляет 16 т/сут, что является незначительной величиной. Можно сделать вывод, что фонтанные скважины не играют значительной роли в добыче нефти на месторождении.
Основной фонд скважин приходится на механизированную добычу. Всего в цехе эксплуатируется в настоящее время механизированным способом 201 скважина, В бригаде 1 из 63 скважин эксплуатируется ШСНУ 15 скважин, а ЭЦН 48 скважин, этими скважинами добывается нефти 812 т/сут. В бригаде 2 из 74 скважин эксплуатируется ШСНУ 7 скважин, а ЭЦН 67 скважин, этими скважинами добывается нефти 1293 т/сут. В бригаде 3 из 60 скважин эксплуатируется ШСНУ 16 скважин, а ЭЦН 44 скважин, этими скважинами добывается нефти 652 т/сут.
Рис. 2.1. Распределение фонда скважин по способам эксплуатации.
Анализируя распределение скважин по обводненности можно видеть, что обводненность скважин колеблется в широких пределах, хотя процесс нарастания обводненности постоянно растет.
Построим график распределения скважин по значению обводненности.
Рис. 2.2. Распределение количества скважин механизированного фонда по обводненности.
Рис. 2.3. Распределение количества скважин механизированного фонда по дебиту жидкости.
Проведем анализ распределения скважин по дебиту жидкости. Анализируя распределение скважин по дебиту можно видеть, что основная часть скважин приходится на дебиты от 20 до 100 м3/сут, хотя имеется значительная часть скважин малодебитных. Средний дебит скважин по жидкости составляет 61,2 м3/сут.
2.2 Необходимость бурения боковых стволов
Зарезка боковых стволов — это одна из наиболее эффективных технологий, позволяет добиться повышения добычи нефти на старых месторождениях и увеличения коэффициента извлечения нефти из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами. Путем бурения боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представлялась возможной. Технико-экономические расчеты подтверждают эффективность эксплуатации боковых стволов для всех типов залежей. Себестоимость дополнительно добытой нефти из вторых стволов как правило ниже её среднего значения по месторождениям, а затраты на их строительство окупаются в течение 1-2 лет.
Зарезка боковых стволов позволяет вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые по ряду геолого-технических условий не могли быть задействованы при выполнении обычных операций. Благодаря этой технологии в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки пласта, а также трудно извлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представлялась возможной.
Рис. 2.4 Системы забуривания боковых стволов
На сегодняшний день, по экспертным оценкам, в России имеется более 4000 скважин, которые эксплуатируются с помощью боковых стволов. Количество таких скважин постоянно растет, ежегодно боковые стволы проводятся на 800–1200 скважинах. Причины проведения боковых стволов в основном следующие:
Учебное пособие: Ремонт и обслуживание скважин и оборудования для бурения
... Извлечение тартального каната, кабеля и проволоки Чистка ствола скважины от посторонних предметов Зарезка второго ствола Режимы бурения Промывочные жидкости и борьба с осложнениями Контроль ... категории: добывающие, нагнетательные, разведочные, наблюдательные и пьезометрические. 1. Скважины, предусмотренные для добычи нефти, газа или конденсата, называют добывающими, а предназначенные для закачки ...
- Аварийные ситуации в скважине, в результате которых доступ к продуктивному пласту через основной ствол невозможен.
— Истощение продуктивных пластов, обводнение продукции скважин, низкое пластовое давление и низкая качественная характеристика пластовых пород обусловливали неспособность многих скважин обеспечивать достаточно высокие дебиты даже после их интенсифицирующих обработок.
- Большие площади не охваченных разработкой (запланированной сеткой скважин) нефтеносных субзон.
- Шельфовые месторождения, проблемы доступа к коллекторам, вызванные неразвитостью инфраструктуры, водоохранными зонами (такие регионы, как Сахалин, Каспийское море, Крайний Север, Восточная Сибирь).
Зарезка вторых стволов дает большой экономический эффект, т.к. применение этой технологии сокращает средства, затраченные на бурение скважины-дублера взамен ликвидируемой. Зарезка на уже пробуренной скважине позволяет обойти неизвлекаемые механические препятствия в скважине и восстановить ее работоспособность. Опыт работ показывал, что даже небольшой (10–15 м) увод второго ствола в сторону от первого позволяет значительно снизить количество воды в добытой нефти.
Так как вторые стволы бурят на уже используемом месторождении, при их зарезке следует учитывать возможность пересечения новой скважины с ранее пробуренными. Для этого делают расчет траектории новой скважины с учетом места входа скважины в пласт и расположения ранее пробуренных скважин. Для бурения вторых стволов используется буровой инструмент меньшего диаметра, позволяющий его свободное хождение в колонне первоначальной скважины. Например, при диаметре обсадной колонны 146 мм обычно применяют долота диаметром 123,8–124 мм, в 168-мм колонне можно использовать 124-мм, 143-мм долота и стандартный инструмент БК-73 с муфтами 105 мм. Благодаря меньшему диаметру инструмента можно добиться как большего искривления второго ствола, так и меньшей длины открытого первого ствола (что сокращает затраты на трубы).
Как правило, боковые стволы бурят с интенсивностью 3,5–4º/10 м, но бывают и скважины с меньшим радиусом (большей интенсивностью искривления), вплоть до 7–10º/10 м. Для облегчения бурения в компоновку (которая рассчитывается специальными программами непосредственно на буровой) обычно берутся простые и/или спиральные утяжеленные бурильные трубы (УБТ).
Этим обеспечиваются передача нагрузки на долото и облегчение выноса шлама. Применение верхнего привода на буровых установках также упрощает бурение скважины.
Чтобы избежать многочисленных осложнений и аварий, которые часто возникали при использовании глинистых растворов, сейчас применяются биополимерные. Практика показала, что биополимеры в полтора раза повышают удельную продуктивность пробуренных вторых стволов. Кроме этого, такие растворы значительно снижают силу трения при движении бурильного инструмента в скважине, гидравлическое сопротивление, что позволяет бурить скважины с более сложной траекторией. Есть у биополимерного раствора и еще ряд преимуществ – в частности, его можно использовать повторно, он менее вреден экологически, чем глинистый, и легче поддается утилизации.
Техника бурения скважин
... конечный диаметр скважины должен быть минимально необходимым. При бурении скважины алмазными коронками d к = 46-59мм, при твердосплавном бурении dк = 76мм. Распределение объемов буровых работ по ... категориям. № п/п Название горной породы Категория по буримости Объемы работ, м По одной скважине По совокупности скважин (2) По основному стволу ...
Комплексное применение вышеописанных методов позволяет увеличить скорость бурения и уменьшить возможность возникновения аварийных ситуаций.
Добыча нефти особенно возрастает при бурении горизонтального участка второго ствола, длина которого варьируется от 100 до 300 м, но может достигать и 1000 м.
При бурении горизонтальных боковых стволов весьма эффективен колтюбинг (“гибкая труба”): он не только удешевляет стоимость бурения, но и позволяет обойтись без глушения скважин, обеспечивает экологическую безопасность.
По этой технологии забуривают боковые ответвления в боковых стволах на находящихся в эксплуатации месторождениях, в зонах замещения, с ухудшенными коллекторскими свойствами, как итог – освоение запасов нефти, добыча которых считалась нерентабельной.
Первыми в России опробовали эту технологию на боковых горизонтальных стволах малого диаметра в АНК “Башнефть” в 2003–2005 гг. Технология бурения на депрессии включала применение облегченных промывочных жидкостей. В гибкую безмуфтовую трубу был встроен семижильный каротажный кабель, который использовался для передачи информации с забойной телеметрической системы “Надир” (ОАО НПФ “Геофизика”).
Для безаварийной проводки боковых скважин на нефть и газ важна оперативная геологическая и технологическая информация, получаемая в процессе бурения. Она позволяет прогнозировать глубину залегания кровли продуктивного пласта, корректировать траекторию ствола горизонтальной скважины для предотвращения выхода долота за пределы пласта-коллектора и/или попадания его в обводненную часть коллектора. Для получения информации в процессе бурения применяются телеметрические (MWD) системы. В зависимости от состава (компоновки) они передают на поверхность инклинометрические (пространственное положение оси скважины) данные, показания естественной радиоактивности пород и их удельное сопротивление. По оперативным показаниям MWD-системы и ведется бурение.
Наличие приборов (зондов) в телесистеме позволяет обходиться без повторного проведения геоинформационных исследований после бурения, что также сокращает расходы на строительство скважины. В подавляющем большинстве используется импортная телеметрия от известных производителей: Halliburton, Baker Huges, Geolink (группа Sondex), Schlumberger и др. В России наиболее известна телесистема SperrySun RMLS™ Retrievable MultiLateral preengineered casing window System от Halliburton. Российским ОАО НПФ “Геофизика” также разработаны и выпускаются несколько вариантов информационно-измерительной системы контроля и управления процессом бурения.
Без зарезки боковых стволов большое количество углеводородов осталось бы в пластах. Благодаря массовому применению этой технологии простаивающий фонд скважин буквально обретает вторую жизнь. Боковые стволы дают возможность значительно увеличить коэффициент извлечения нефти и максимально использовать ее ранее разведанные запасы.
Инклинометрические модули телесистемы устанавливаются на минимально возможном расстоянии от долота, чтобы сократить интервал скважины, в котором невозможно сделать инклинометрические замеры (от долота до точки замера).
Данные передаются на поверхность с помощью гидравлического или электромагнитного канала, на поверхности они декодируются.
Система безопасности бурения газовых скважин
... соответствующих профилактических мероприятий. Цель работы - спроектировать систему безопасности бурение газовых скважин. Для достижения данной цели поставлены следующие задачи: провести анализ опасности технологического процесса; оценить риск возникновения и развития аварийной ситуации; рассмотреть ...
Наземная часть системы преобразует информацию из скважины и выдает данные в виде азимута, угла (наклонения) и положения передней поверхности инклинометрического модуля. Бурильщик направленного бурения имеет монитор на буровой установке, показывающий последние данные. Располагая информацией о предыдущих изменениях параметров бурения, программа обрабатывает текущие замеры с целью определения актуальных координат и истинной вертикальной глубины буровой головки. Полученный результат сравнивается с проектным, исходя из этого и продолжается бурение.
