Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

(919 )

Применение боковых стволов при разработке Туймазинского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

ID: 185248
Дата закачки: 10 Ноября 2017
Продавец: leha.se92@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:
Применение боковых стволов при разработке Туймазинского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Доклад Дерунов

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 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.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности эксплуатации скважин с боковыми стволами.
Показываю чертеж Технико-экономические показатели


Вопрос1. Назначение фрезеров ФКО?
Ответ: Фрезеры типа ФКО позволяют установить клиноотклонитель, вырезать «окно» в обсадной колонне и забурить боковой ствол за один рейс.

Вопрос 2. Для чего предназначен якорь?
Ответ: Якорь предназначен для фиксирования клинового отклонителя в обсадной колонне без опоры на забой. Отличается простой и надежной конструкцией.

Вопрос 3. Что такое коэффициент нефтеотдачи.
Ответ: Коэффициент нефтеотдачи – это отношение количества отобранной нефти из пласта ко всем геологическим запасам.

Вопрос 4. Расшифровать станок-качалка СК4-3-2500
Ответ:
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

Перспективы развития нефтяной отрасли определяются созданием надежной сырьевой базы за счет эффективного проведения геолого-разведочных работ, совершенствования разработки нефтяных месторожде-ний и широким применением методов повышения нефтеотдачи.
Подобные условия, в частности, характерны и для Республики Баш-кортостан. К настоящему времени основные месторождения характеризуют-ся высокой степенью выработанности и обводненности (Туймазинское, Се-рафимовское, Шкаповское, Арланское, Манчаровское, Раевское и др.) и находятся на завершающей стадии разработки. Из-за истощения извлекае-мых запасов по причине того, что приростом новых запасов нефти годовой отбор компенсируется всего лишь на 39-40%, бурение фонда скважин прак-тически завершено и исчерпаны возможности совершенствования систем разработки. Годовая добыча нефти систематически снижается. Так в2000 году добыча нефти составила всего лишь 25,5% от максимального уровня добычи нефти, начальные балансовые запасы (НБЗ) снизились за период на 33,8% и начальные извлекаемые запасы (НИЗ) - почти на 82%.
В то же время утвержденные коэффициенты нефтеотдачи характеризу-ются низкими значениями как по отдельным объектам разработки, так и в целом по месторождениям. Так на 1.01.2000 г. средняя конечная нефтеотдача по месторождениям республики составила 41,4%; в том числе по девонским - 50,4%; фамен-турнейским - 22,7%; по нижнекаменноугольным - 43,1%; по среднекаменноугольным - 26,6% и т.д. По отдельным объектам проектная нефтеотдача не превышает 10%. При систематическом снижении уровней добычи нефти и извлекаемых запасов ее, в то же время остаточные балансо-вые запасы нефти характеризуются значительной величиной и повышение нефтеотдачи лишь на 1% означает открытие среднего по величине нефтяного месторождения. Таким образом, огромные остаточные балансовые запасы нефти являются важным резервом стабилизации текущей падающей добычи нефти, увеличения извлекаемых запасов ее, в конечном счете - нефтеотдачи. Этот резерв может быть реализован лишь при широком внедрении на ме-сторождениях современных методов увеличения нефтеотдачи. В настоящее время на месторождениях АНК «Башнефть» за счет только физико-химических и микробиологических технологий добывается ежегодно около 1 млн тонн дополнительной нефти ( около 8% к общей добыче ). В то же вре-мя недостаточно используются возможности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи.
Известно, что методы увеличения нефтеотдачи подразделяются на сле-дующие виды:
- гидродинамические;
- газовые;
- тепловые;
- микробиологические;
- физико-химические.
На месторождениях АНК «Башнефть» довольно широко используются физико-химические (щелочные, щелочно-полимерные, углещелочные и их модификации) методы, сущность которых заключается в осадкогелеобразо-вании в промытых зонах пласта. Широкое применение их при разработке ограничивается, с одной стороны, финансовыми возможностями и, с другой, довольно редкими сетками добывающих скважин на заключительной стадии разработки за счет их ликвидации, консервации и перевода их в другие кате-гории ( контрольные, нагнетательные ).
Метод строительства боковых скважин (БС) из ранее пробуренных скважин, относящийся к гидродинамическим методам, и их эксплуатация яв-ляется одним из перспективных методов для применения на месторождениях, особенно с редкой сеткой добывающих и нагнетательных скважин на завер-шающей стадии разработки.
Настоящая работа посвящена вопросам выбора и обоснования, строи-тельства, эксплуатации и технологической и экономической их эффективно-сти, изучения одного из наиболее перспективных методов увеличения нефте-отдачи - обоснованию заложения, строительству и эксплуатации БС на при-мере Туймазинского месторождения.
1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Область применения боковых стволов

Боковые стволы на Туймазинском нефтяном месторождении приме-няются с целью извлечения остаточной нефти из девонских горизонтов, где на 01.01.2014 год коэффициент извлечения нефти составляет 0,55.
Основными преимуществами строительства боковых стволов являются следующие:
- повышение нефтеотдачи разрабатываемых объектов в результате бу-рения боковых стволов путем уплотнения сетки скавжин ;
- повышение текущей добычи нефти путем восстновления действующе-го фонда скважин бурением боковых стволов из нерентабельных скважин, находящихся в бездействии, в консервации и ликвидированных по техниче-ским причинам (аварии, прихват НКТ при цементаже и т.д. );
- вовлечение в разработку залежей нефти в выше и нижезалегающих продуктивных отложениях ;
- увеличение темпов разработки линзовидных залежей, вскрытых недо-статочным числом скважин;
- вовлечение в разработку залежей нефти, совпадающих в плане лишь частично с основной практически полностью выработанной;
- увеличение притока жидкости (соответственно и нефти) из карбонатов турнейского яруса путем совершенного выскрытия пласта.
На сегодняшний день по местрождению пробурено 71 боковой ствол. Средний дебит по всем скважинам по жидкости - 2,5 м3/сутки, по нефти – 8,7 т/сутки при обводненности - 38 %, а по скважинам, пробуренным по старой технологии, дебит жидкости - 1,7 м3/сутки, нефти - 0,8 т/сутки, обводненность - 49 %. Как видно из сравнения, дебиты по нефти выросли, но из-за малого
значения дебитов существенных результатов не получено. Накоплен-ная добыча по этим скважинам составляет 85549 тонн нефти.
По пластам Д1, Д2, Д3 в работе находятся 25 скважин, средний дебит которых по пласту Д1 - 3,5 т/сутки, Д2 - 7 т/сутки, по пласту Д4 работает скважина 711 Туймазы с дебитом 70 тонн/сутки.
Показатели эксплуатации боковых стволов, пробуренных в пласт Д2 НГДУ «Туймазанефть» за 2013 год приведены в таблице 2.1.







Таблица 2.1
Показатели эксплуатации боковых стволов
НГДУ «Туймазанефть»
Номер скважины Состояние скважины до бурения бокового ствола Добыто за 2013 год
  нефти,т Средне-су-точный Qн,т/сут Начальный дебит после бур., Qн,т/сут
1 2 3 4 5
306с1 ожид.ликвидации 7507 2,5 16,3
1098с1 ожид.ликвидации 953 0,4 1,6
2245с1 ожид.ликвидации 3546 1,1 1,3
1097с1 ожид.ликвидации 1345 0,8 2,6
331с1 Наблюдательная 2267 2,1 14,2
2014с1 Наблюдательная 14710 3,8 33,3
2177с1 Бездействующая 427 0,4 3,3
1294с1 Наблюдательная 2668 3,2 0,3
308с1 Наблюдательная 1478 5,4 5,1
3696с1 б/д ППД 4761 21,2 41
1525с1 ожид.ликвидации 3977 8,5 7,6
1605с1 Наблюдательная 499 1 0,8
160с1 Наблюдательная 1666 6,4 2
1675с1 Наблюдательная 4175 6,9 4,7
2807с1 Бездействующая 383 0,6 2
1900с1 Бездействующая 222 0,4 0,8
1434с1 Бездействующая 1453 7,4 3,1
1929с1 Бездействующая 1875 11,3 9,5


1.2 Необходимость бурения боковых стволов

Зарезка боковых стволов - это одна из наиболее эффективных техноло-гий, позволяет добиться повышения добычи нефти на старых месторождени-ях и увеличения коэффициента извлечения нефти из пластов, вернуть в экс-плуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в дей-ствующий фонд другими методами. Путем бурения боковых стволов в раз-работку 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 до-полнительно добытой нефти из вторых стволов как правило ниже её среднего значения по месторождениям, а затраты на их строительство окупаются в те-чение 1-2 лет.
Зарезка боковых стволов позволяет вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые по ряду геолого-технических условий не могли быть за-действованы при выполнении обычных операций. Благодаря этой техноло-гии в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки пласта, а также трудно извлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не пред-ставлялась возможной.



Рис. 2.1 Системы забуривания боковых стволов

На сегодняшний день, по экспертным оценкам, в России имеется бо-лее 4000 скважин, которые эксплуатируются с помощью боковых стволов. Количество таких скважин постоянно растет, ежегодно боковые стволы проводятся на 800–1200 скважинах. Причины проведения боковых ство-лов в основном следующие:
• Аварийные ситуации в скважине, в результате которых доступ к про-дуктивному пласту через основной ствол невозможен.
• Истощение продуктивных пластов, обводнение продукции скважин, низкое пластовое давление и низкая качественная характеристика пла-стовых пород обусловливали неспособность многих скважин обеспечи-вать достаточно высокие дебиты даже после их интенсифицирующих обработок.
• Большие площади не охваченных разработкой (запланированной сет-кой скважин) нефтеносных субзон.
• Шельфовые месторождения, проблемы доступа к коллекторам, вы-званные неразвитостью инфраструктуры, водоохранными зонами (та-кие регионы, как Сахалин, Каспийское море, Крайний Север, Восточ-ная Сибирь).
Зарезка вторых стволов дает большой экономический эффект, т.к. при-менение этой технологии сокращает средства, затраченные на бурение сква-жины-дублера взамен ликвидируемой. Зарезка на уже пробуренной сква-жине позволяет обойти неизвлекаемые механические препятствия в скважине и восстановить ее работоспособность. Опыт работ показывал, что даже не-большой (10–15 м) увод второго ствола в сторону от первого позволяет зна-чительно 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 перво-начальной скважины. Например, при диаметре обсадной колонны 146 мм обычно применяют долота диаметром 123,8–124 мм, в 168-мм колонне мож-но использовать 124-мм, 143-мм долота и стандартный инструмент БК-73 с муфтами 105 мм. Благодаря меньшему диаметру инструмента можно до-биться как большего искривления второго ствола, так и меньшей длины от-крытого 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 искрив-ления), вплоть до 7–10º/10 м. Для облегчения бурения в компоновку (кото-рая рассчитывается специальными программами непосредственно на буро-вой) обычно берутся простые и/или спиральные утяжеленные бурильные трубы (УБТ). Этим обеспечиваются передача нагрузки на долото и облегче-ние 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 по-вышают удельную продуктивность пробуренных вторых стволов. Кроме этого, такие растворы значительно снижают силу трения при движении бу-рильного инструмента в скважине, гидравлическое сопротивление, что поз-воляет бурить скважины с более сложной траекторией. Есть у биополимер-ного раствора и еще ряд преимуществ – в частности, его можно использо-вать повторно, он менее вреден экологически, чем глинистый, и легче подда-ется утилизации.
Комплексное применение вышеописанных методов позволяет увели-чить 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 ство-лах 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 горизон-тальных стволах малого диаметра в АНК “Башнефть” в 2003–2005 гг. Тех-нология бурения на депрессии включала применение облегченных промы-вочных жидкостей. В гибкую безмуфтовую трубу был встроен семижильный каротажный кабель, который использовался для передачи информации с за-бойной 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 ин-формации в процессе бурения применяются телеметрические (MWD) систе-мы. В зависимости от состава (компоновки) они передают на поверхность инклинометрические (пространственное положение оси скважины) данные, показания естественной радиоактивности пород и их удельное сопротивле-ние. 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 производите-лей: 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 вари-антов информационно-измерительной системы контроля и управления про-цессом бурения.
Без зарезки боковых стволов большое количество углеводородов оста-лось бы в пластах. Благодаря массовому применению этой технологии про-стаивающий фонд скважин буквально обретает вторую жизнь. Боковые ство-лы дают возможность значительно увеличить коэффициент извлечения нефти и максимально использовать ее ранее разведанные запасы.
Инклинометрические модули телесистемы устанавливаются на мини-мально возможном расстоянии от долота, чтобы сократить интервал скважи-ны, в котором невозможно сделать инклинометрические замеры (от долота до точки замера). Данные передаются на поверхность с помощью гидравли-ческого или электромагнитного канала, на поверхности они декодируются.
Наземная часть системы преобразует информацию из скважины и вы-дает данные в виде азимута, угла (наклонения) и положения передней по-верхности 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 буре-ние.


Рис. 2.2. Схема многозабойной скважины

1.3 Технология зарезки боковых стволов

Для достижения максимально эффективных показателей при строитель-стве боковых стволов производится анализ и рациональный подбор в соче-тании «долото — забойный двигатель», что позволяет добиться лучшей про-изводительности. Широкое применение получили долота PDC как отече-ственного, так и импортного производства.
В процессе испытаний достигнуты высокие показатели в бурении доло-тами PDC, усовершенствованы технологии проводки скважины при бурении долотами PDC в сочетании с высокоскоростными винтовыми забойными двигателями, что позволило сократить время на спуско-подъемные операции, увеличить механическую скорость бурения боковых стволов, сократить сро-ки по строительству бокового ствола скважины.



Рис. 2.3. Конструкция скважины с боковым стволом

В начале года были произведены промысловые испытания и внедрен в производство современный вид технологических оснасток для заканчивания боковых стволов скважин. В настоящее время технологические оснастки это-го типа продолжают использоваться. Данный вид оснасток имеет ряд пре-имуществ, отличающих их от аналогов:
• Не создает затруднения при разбуривании внутренних элементов тех-нологической оснастки хвостовика, ловильных и других аварийных работ за счет равнопроходного внутреннего диаметра узлов комплек-та;
• Обеспечивает безаварийный отворот разъединительного узла за счет встроенного подшипникового механизма (существует возможность полностью разгрузить вес бурового инструмента на оснастку при от-вороте);
• Обеспечивает автоматическое закрытие цементировочного клапана по окончании процесса цементирования, а также в случае аварийного прерывания процесса цементирования, препятствуя обратному перето-ку цементного раствора;
• Предотвращает попадание цемента в фильтровую часть хвостовика.
В настоящее время ведутся новые разработки технологии бурения бо-ковых стволов скважин, подбор технологического оборудования по требуе-мым параметрам. Оптимально подобрана рецептура биополимерного буро-вого раствора, позволяющая предотвратить возникновение проблем, связан-ных с неустойчивостью стенок скважин при бурении боковых горизонталь-ных стволов.
Для предотвращения проблем при проводке скважины, связанных с устойчивостью ствола в интервале кровли пластов группы АВ — кошайская свита, мы применяем несколько усовершенствованную рецептуру биополи-мерного бурового раствора: применение в качестве дополнительного инги-битора применяется органический ингибитор глин и глинистых сланцев, по-давляющий процессы гидратации и набухания глин и глинистых сланцев, предотвращащий дальнейшее диспергирование выбуренного глинистого шлама, помогающий снизить сальникообразование на элементах КНБК и зашламование долота.
Постоянно анализируя приобретенный опыт и внедряя новые техноло-гии





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: 1,5 Мбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)

   Скачать

   Добавить в корзину


        Коментариев: 0


Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользваться поиском по базе.

Не можешь найти то что нужно? Мы можем помочь сделать! 

От 350 руб. за реферат, низкие цены. Просто заполни форму и всё.

Спеши, предложение ограничено !



Что бы написать комментарий, вам надо войти в аккаунт, либо зарегистрироваться.

Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Применение боковых стволов при разработке Туймазинского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Вход в аккаунт:

Войти

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт


Способы оплаты:
Yandex деньги WebMoney Сбербанк или любой другой банк SMS оплата ПРИВАТ 24 qiwi PayPal Крипто-валюты

И еще более 50 способов оплаты...
Гарантии возврата денег

Как скачать и покупать?

Как скачивать и покупать в картинках

Здесь находится аттестат нашего WM идентификатора 782443000980
Проверить аттестат


Сайт помощи студентам, без посредников!