Повышение эффективности разработки при эксплуатации скважин с боковыми стволами-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегаз

Повышение эффективности разработки при эксплуатации скважин с боковыми стволами-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

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.
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.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

Приобское месторождение разрабатывается в сложных условиях, обу-словленных особенностями его географического расположения и геологиче-ского строения продуктивных пластов. Месторождение удаленное, трудно-доступное, 80% территории находится в пойме реки Обь и затопляется в па-водковый период. Месторождение отличается сложным геологическим стро-ением - сложное строение песчаных тел по площади и разрезу, пласты гид-родинамически слабо связаны. Для коллекторов продуктивных пластов ха-рактерны:
низкая проницаемость;
низкая песчанистость;
повышенная глинистость;
высокая расчлененность.
До 1996 года месторождение разрабатывалось по технологической схеме "Уточненные технологические показатели разработки первоочередно-го участка Приобского месторождения (Левобережная часть)", составленной СибНИИНП в 1990 году. Разработка каждого эксплуатационного объекта АС10, АС11, АС12 проводилась при размещении скважин по линейной трех-рядной треугольной схеме с плотностью сетки 25 га/скв, с бурением всех скважин до пласта АС12.
В 1997 г. СибНИИНП было подготовлено "Дополнение к технологиче-ской схеме опытно-промышленной разработки", в котором были даны кор-рективы по разработке левобережной части месторождения с подключением в работу новых кустов N140 и 141 в пойменной части месторождения. В со-ответствие с этим документом предусматривается реализация блоковой трехрядной системы (плотность сетки - 25 га/скв) с переходом в дальнейшем на более поздней стадии разработки на блочно-замкнутую систему.
Динамика основных ТЭП разработки представлена в таблице 2.1.
Месторождение отличается низкими дебитами скважин. Основными проблемами разработки месторождения явились низкая продуктивность до-бывающих скважин, низкая естественная (без разрыва пластов нагнетаемой водой) приемистость нагнетательных скважин, а также плохое перераспреде-ление давление по залежам при осуществлении ППД (вследствие слабой гид-родинамической связи отдельных участков пластов). В отдельную пробле-му разработки месторождения следует выделить эксплуатацию пласта АС12.
Приобское месторождение характеризуется сложным строением про-дуктивных горизонтов как по площади, так и по разрезу. Коллектора гори-зонтов АС10 и АС11 относятся к средне- и низкопродуктивным, а АС12 - к аномально низкопродуктивным. Геолого-физическая характеристика про-дуктивных пластов месторождения указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия и без использования методов ин-тенсификации добычи.

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – технического прогресса определяется как превышение стоимости оценки результатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате разработки месторождения боковыми стволами произошло увеличение дебита скважины на 29,8 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 8725 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 2982,44 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от эффективности разработки месторождения в сумме 41,55 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 80,14 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 65,74 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 2982,44 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности разработки месторождения боковыми стволами.








ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Главной задачей многих нефтегазодобывающих предприятий в настоящее время является стабилизация или снижение темпа падения добычи углеводородного сырья на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки. Общепризнанно, что наиболее эффективный способ повышения нефтегазодобычи - бурение боковых наклонных или горизонтальных стволов.
Для реализации такой технологии ВНИИБТ разработал новый технологический комплекс для направленного бурения боковых стволов из эксплуатационных колонн диаметром 146 мм.
Бурение боковых стволов и столов с горизонтальным участком из старых обсаженных эксплуатационных скважин позволяет на конечных стадиях разработки месторождения повысить нефтеотдачу пласта за счет направленного разбуривания «целиковых» зон с высокой нефтенасыщенностью, невыработанных скоплений углеводородов, а при бурении боковых стволов горизонтальных скважин увеличить охват пласта за счет роста зоны дренирования из расчета на одну скважину. При этом снижаются капитальные затраты на разбуривание и обустройство нефтяного месторождения при одновременном увеличении коэффициента извлечения нефти.
Этот метод является одним из наиболее эффективных способов интенсификации добычи нефти, благодаря относительно малой стоимости бурения по сравнению с бурением новой скважины, возможности использования существующей системы обустройства скважин и месторождения в целом, переводу нерентабельного фонда в рентабельный, а также восстановлению бездействующего фонда. Последнее приобретает особенное важное значение ввиду того, что немалая часть бездействующего фонда скважин связана с невозможностью извлечения аварийного оборудования с забоя или полным обводнением продукции.
Бурение направленных боковых стволов в настоящее время находится на стадии своего развития и совершенствования. Существует ряд сложных проблем, нуждающихся в решении, к которым относятся технологии и техника вырезания окна в эксплуатационной колонне, установка высокопрочного моста, управление траекторией ствола, крепление колонны и др.
Метод бурения боковых стволов применяется для реанимации бездействующего фонда скважин и интенсификации добычи нефти. Он позволяет пополнить действующий фонд скважин, улучшить состояние разработки. Этот способ используется на участках, где бурение новых скважин нерентабельно.
Бурение боковых стволов снижает стои¬мость строительства горизонтальных скважин. Кроме увеличения производи¬тельности скважин, бурение боковых ство¬лов позволяет отбирать углеводороды из коллекторов, ранее не охваченных разра¬боткой. Многоствольные разветв¬ления из существующих скважин улучша¬ют условия вскрытия продуктивного пласта. А небольшие изолирован¬ные залежи нефти или газа могут быть вскрыты скважинами с большими отхода¬ми от вертикали, в том числе и многост-вольными. Обычно горизонталь¬ные скважины по производительности превосходят вертикальные скважины в 3— 4 раза, а в некоторых случаях наблюда¬лось увеличение производительности в 17 и более раз. Кроме того, при наличии газо¬вой шапки или подстилающей воды (или того и другого вместе) горизонтальные скважины дают значительный прирост из¬влекаемых запасов.
Колтюбинговое бурение (КБ) обеспечивает значительные экономические выгоды, если его правильно применять. В дополнение к потенциальному снижению затрат (затраты на бурение могут быть уменьшены на 15–50%), существует еще несколько преимуществ КБ:
• безопасный и эффективный контроль давления;
• более быстрое проведение спуско-подъемных операций (более 0,8 м/сек);
• меньший вес и площадь основания установки;
• более быстрый монтаж/демонтаж установки;
• меньшее воздействие на окружающую среду;
• меньшее количество обслуживающего персонала;
• возможность высокоскоростной телеметрии.
Метод КБ позволяет размещать и извлекать внутрискважинный инструмент во время непрерывной подачи жидкости, что существенно снижает возможность застревания в скважине. При использовании ГНКТ не нужно соединять и разъединять трубы при проведении спуско-подъемных операций. Таким образом сокращается время работы с трубами и, соответственно, повышается безопасность персонала. КБ позволяет непрерывно контролировать скважинные параметры, в особенности когда НКТ находятся в движении. Тот факт, что вы постоянно связаны с буровым насосом, также дает огромное преимущество, так как позволяет устранять или контролировать выбросы.
КБ может использоваться для бурения как ненаправленных (вертикальных), так и наклонно-направленных скважин. При бурении вертикальных скважин используется традиционный буровой снаряд совместно со скважинным мотором. Наклонно-направленное бурение требует использования направляющего устройства для управления траекторией бурения согласно проекту.