Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы
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 нефтегазID: 185237Дата закачки: 10 Ноября 2017 Продавец: nakonechnyy_lelya@mail.ru (Напишите, если есть вопросы) Посмотреть другие работы этого продавца Тип работы: Диплом и связанное с ним Форматы файлов: Microsoft PowerPoint, Microsoft Word Описание: 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. 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“ — Приобского — самый большой объем трудноизвлекаемых запасов приходится на запасы с низкими фильтрационноемкостными свой-ствами, к ним относятся коллекторы с проницаемостью ниже 2 мД. Вторые по объемам начальных извлекаемых запасов — недонасыщенные коллекто-ры. Третья позиция — малые нефтенасыщенные толщины. Все эти ресурсы можно освоить только за счет применения комплекса современных техноло-гических решений. По данным геологов, на Приобке более 92,4 млн тонн приходятся 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 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. Комментарии: 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. Размер файла: 2 Мбайт Фаил: 
(.rar)
Коментариев: 0 |
||||
Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них. Опять не то? Мы можем помочь сделать! |
||||
Вход в аккаунт:
Страницу Назад
Cодержание / Нефтяная промышленность / 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
Вход в аккаунт: