Курсач по нгпо12. Дипломный проект тема Эффективность восстановления скважин методом бурения боковых стволов в нгду Лянторнефть Разработал Закиров А. А
 Скачать 0.5 Mb.
|
|
Министерство энергетики РФ ГОУ СПО Лянторский нефтяной техникум Специальность 0906 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ Тема Эффективность восстановления скважин методом бурения боковых стволов в НГДУ «Лянторнефть» Разработал: Закиров А.А./ Руководитель: Парамонов С.Ю./ Консультант по экономике Панфилова Е.А 2004г. ВВЕДЕНИЕ Нефтегазовая отрасль, являющаяся основой экономики России, от которой зависит обеспечение нужд всех отраслей промышленности, сельского хозяйства и населения в углеводородном сырье и топливе, а также основные валютные поступления страны, переживает глубокий кризис. Подавляющая часть запасов нефти и газа сосредоточена в разрабатываемых месторождениях, многие из которых находятся в режиме падающей добычи или приближаются к этому этапу. Серьёзной проблемой для отрасли остаётся низкий объем капитальных вложений в строительство новых скважин. Фонд бездействующих и малодебитных скважин из года в год увеличивается. В настоящее время в России простаивает свыше 40000 скважин. Например, удельный вес бездействующего фонда скважин в Западной Сибири составляет более четверти всех скважин. Аналогичная тенденция роста числа бездействующих и малодебитных скважин присуща другим нефтегазодобывающим регионам страны. Поэтому в настоящее время основным направлением деятельности нефтегазодобывающих предприятий становится ремонт старых скважин. Перспективным методом является восстановление бездействующих или увеличение дебита работающих скважин путем бурения бокового наклонного или горизонтального ствола из вырезанного участка обсадной эксплуатационной колонны. Бурение боковых стволов дает возможность увеличить дебит старой скважины за счет вскрытия пластов ранее считавшихся нерентабельными или пропущенных, более продуктивных зон пласта, а также позволяет обойти зоны загрязнения и обводнения пласта в пласте. Стоимость и срок окупаемости капитальных затрат на строительство бокового ствола значительно ниже аналогичных показателей бурения новой скважины за счет использования большей части ствола существующей скважины и имеющейся инфраструктуры месторождения. Кроме того, боковой ствол проходит вблизи зоны продуктивного пласта, которая уже охарактеризована керновым материалом и каротажными данными, результатами испытания и эксплуатацией старой скважины, что существенно сокращает затраты на геофизические исследования. Системное использование технологии бурения боковых стволов в конкретном нефтегазодобывающем регионе равноценно открытию нового месторождения. Помимо экономического эффекта в денежном выражении бурение боковых стволов уменьшает техногенное воздействие буровых работ на окружающую среду и позволяет сохранить рабочие места на нефтегазовых месторождениях. Технология бурения боковых стволов для получения дополнительной добычи нефти или газа не является новым методом. Начиная с середины 50-ых годов на нефтяных месторождениях СССР бурили из «окна» в обсадной колонне боковые стволы, проводка которых осуществлялась параллельно старому стволу. Технология основана на неориентируемом способе забуривания бокового ствола и использовалась только для обхода зон загрязнения и обводнения коллектора или механических препятствий в скважине. При наклонной проводке бокового ствола появляется возможность вскрытия наименее истощенной части продуктивного пласта с последующим его пересечением под большим углом или горизонтально. В сравнении с вертикальной скважиной, наклонный боковой ствол может значительно увеличить отбор из тонкослоистого пласта, где из-за малой мощности невозможно разместить горизонтальный ствол в каждом отдельном пропластке. Бурение горизонтальных боковых стволов в маломощных пропластках гораздо эффективнее гидроразрыва. Растущие требования в строительстве наклонных и горизонтальных боковых стволов из старых скважин заставили зарубежные сервисные компании резко увеличить объем услуг в этой области. Совершенствование техники и технологии позволило увеличить число скважин, из которых можно бурить боковые стволы по малому и среднему радиусам кривизны. Объём наклонных и горизонтальных боковых стволов постоянно увеличивается. В 1997 году в США пробурено свыше 1500 боковых стволов, а в 1999 году их количество увеличилось на 25 %. Большие перспективы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти в ОАО «Сургутнефтегаз» связаны с бурением боковых ответвляющих стволов. Впервые зарезку боковых стволов провели в двух аварийных скважинах пласта БС8 Быстринского месторождения в 1989 и 1994 годах. Опыт эксплуатации таких скважин с боковыми стволами показал, что, как правило, скважины после бурения бокового ствола работают с меньшей обводненностью продукции и более высоким дебитом нефти относительно окружающих скважин или самой скважины перед её остановкой в результате аварии. Зарезку боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» проводят в три этапа. На первом этапе бурение боковых стволов проводится в аварийных скважинах с целью возврата их в эксплуатацию и в скважинах высоко обводненных за счет заколонных перетоков и образования конусов обводнения, где другие методы снижения обводненности не дали результатов. На втором этапе проводится зарезка боковых стволов в слабо выработанных зонах пластов с целью довыработки запасов и интенсификации добычи нефти. Третий этап бурения боковых стволов предусматривается в скважинах низкопродуктивных зон пластов с сохранением первоначального ствола. Этот этап бурения боковых стволов будет начат после отработки в ОАО «Сургутнефтегаз» технологии одновременной регулируемой эксплуатации нескольких стволов в одной скважине. В дипломном проекте рассматривается технология восстановления скважин методом бурения бокового ствола на Лянторском месторождении, применяемое оборудование, проводимые геофизические работы. 1. Геологический раздел .1 Орогидрография Административно Лянторское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. В орогидрографическом отношении район представляет собой слабо пересеченную, значительно заболоченную аккумулятивную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от + 45 м на юге до + 80 м на севере. Гидрографическая сеть района широко развита и представлена рекой ПИМ с ее многочисленными притоками: Ай-Пим, Лякрни, Тутлим-Яун, Котун-Тур и др. Реки типично равнинные с небольшим уклоном, русла сильно меандрируют, скорость течения 0,5-0,7 м/сек. На водоразделах расположены озера: Керим-Тор, Сыктым-Тор, Монтек-Тор, Морск-Тор и др. Берега их пологие, дно песчаное, глубина до 4 м. Озера и реки покрываются льдом в конце октября - начале ноября. В конце ноября лед становится прочным и возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта. Ледоход на реках начинается во второй половине мая. Судоходна на территории района лишь река Пим. Большая часть (80%) территории покрыта труднопроходимыми болотами и топями, плохо промерзающими зимой. Лесные массивы, преимущественно хвойных пород (сосна, кедр, ель), в лиственных - береза, расположены вдоль рек и на водоразделах Участками среди болот. Климат резко континентальный. Зима продолжительная, суровая и снежная, с метелями и заносами. Лето короткое и сравнительно теплое. Средняя температура самого холодного месяца (января) -22°С. Глубина промерзания грунта составляет 1-1,5 м, на болотах 0,15-0,2 м. Толщина снежного покрова на водоразделах превышает 1 м, в понижениях рельефа 1,5-2 м. Самый жаркий месяц - июль. Средняя температура месяца составляет +17°С, максимальное ее значение +35°С. Среднегодовая температура отрицательная и составляет -3,1°С. Количество осадков составляет 480-520 мм в год, основная их часть выпадает в теплый период (май-сентябрь). В холодный период преобладают ветры юго-восточного направления, для летнего периода характерны ветры северо-восточного и северо-западного направлений. Район относится к слабонаселенным. Плотность населения не превышает одного человека на квадратный километр. Коренное население (ненцы, ханты, манси и селькупы) занимается исключительно оленеводством, пушным и рыбным промыслами. В непосредственной близости от площади работ находится город Лянтор, расположенный на левом берегу реки Пим. Наиболее крупный населенный пункт г. Сургут, центр нефтедобычи Среднего Приобья. Расположен в 80 км по прямой к юго-востоку от Лянторского месторождения. Введена в действие мощная Сургутская ГРЭС, крупнейшая в Западной Сибири, которая работает на базе утилизации попутного газа нефтяных месторождений Среднего Приобья и обеспечивает электроэнергией нефтяную промышленность района. Проложена железная дорога Тюмень-Тобольск-Сургут, протяженностью 900 км и Сургут-Уренгой, протяженностью 650 км. Райцентр Сургут связан авиалиниями со многими городами Тюменской области (Тюмень, Ханты-Мансийск, Нижневартовск, Тарко-Сале и др.), а также с городами Москва, Сочи, Екатеринбург, Казань, Новосибирск и др. Ближайшими месторождениями являются: Нижне-Сортымское, Усть-Балыкское, Федоровское, Западно-Сургутское и другие. 1.2 Тектоника В пределах Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа. Формирование нижнего закончилось в палеозое и соответствует геосинклинальному этапу развития плиты. Он представлен изверженными, эффузивными и метаморфическими породами, подвергнувшимися орогенезу. Промежуточный структурно-тектонический этаж соответствует отложениям пермо-триасового возраста. В пределах Лянторского месторождения он представлен эффузивами (туфами и базальтами) и значительно менее дислоцирован. По данным сейсморазведочных работ, в том числе и методом MOB ОГГ, два нижних этажа на территории изучаемого месторождения характеризуются наличием дизъюнктивных нарушений. Структурная поверхность по отражающему горизонту "А" представляет чередование приподнятых и опущенных блоков различной ориентации, разности абсолютных отметок вдоль разломов достигают более 40 м. Отложения верхнего структурно-тектонического этажа (осадочного чехла) накапливались в условиях устойчивого прогибания фундамента и представлены терригенными отложениями. Они характеризуются пликаттивными дислокациями. Согласно тектонической карты мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы (гл. редактор Нестеров И.И., 1974 г.) Лянторское месторождение расположено в пределах Хантыйской антиклизы в северо-западной части Сургутского свода. Здесь выделяются две положительные структуры второго порядка: Востокинский и Пимский валы. Пимский вал по отражающему горизонту "Б" оконтуривается сейсмоизогипсой -2700 м, в пределах которой его размеры составляют 20x190 км. Он имеет субмеридиональное простирание с погружением его оси в южном направлении на 300 м. Вал осложнен рядом локальных поднятий, наиболее северное из которых Лянторское входит в состав одноименного месторождения. Поднятие оконтурено изогипсой -2680 м и имеет субмеридиональное простирание. Его амплитуда составляет 90 м. К северу от Пимского находится Востокинский вал, имеющий также субмеридиональное простирание. Его размеры 20x55 км. Он осложнен поднятиями третьего порядка. Два южных из них, Январское и Востокинское, составляют северную часть месторождения. Востокинская структура является наиболее крупной, оконтуривается по отражающему горизонту "Б" изогипсой -2680 м и имеет форму брахиантиклинальной складки меридионального простирания с размерами 4x16 км. Ее амплитуда достигает 15 м. Следует отметить, что объединение в пределах одного месторождения частей двух структур второго порядка, выделенных по отражающему горизонту "Б", ставит под сомнение наличие между ними прогиба достаточной амплитуды и качество сейсморазведки. Представляется достаточно обоснованным выделение здесь Востокинско-Пимского вала как единой структуры. С востока к Востокинскому поднятию примыкает группа малоамплитудных незначительных по размерам локальных поднятий (Тайбинское, Тутлимское и Таньяунское), также входящих в состав Лянторского месторождения. В целом для Лянторской группы поднятий, как и для большинства структур Сургутского свода, отмечается унаследованность развития структурных форм, что подтверждается графиками зависимости между глубинами залегания различных горизонтов. 1.3 Характеристика продуктивных горизонтов Нефтегазоносность Лянторского месторождения связана с отложениями нижнего мела и средней юры. В подсчете запасов были выделены следующие залежи: газонефтяные - в пластах АС9, АС10, АС11; нефтяные - в пластах БС81, БС82, БС16-17, БС18, БС19-20, ЮС2. В ГКЗ РФ запасы нефти были утверждены по пластам АС9, АС10, АС11, БС8, БС18. По соотношению газо- и нефтенасыщенных частей основных продуктивных пластов АС9-11 Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическому строению - сложнопостроенным. Ниже приводится характеристика основных продуктивных горизонтов Лянторского месторождения. Песчаный пласт АС11 относится к нижней части эксплуатационного объекта АС9-11 и характеризуется наиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим и формы залегания песчаных тел, формирующих пласт, весьма разнообразны (линзы, полулинзы, врезы и т.д.). Общая толщина пласта АС11 изменяется в очень широком диапазоне значений от 4 до 50 м. Зоны максимальных толщин пласта, как правило, укладываются в вытянутые полосообразные формы, напоминающие разветвленные русла с тенденцией их приуроченности к присводовым зонам Востокинской, Январской и Лянтор ской структур. Зоны уменьшенных толщин, напротив, тяготеют к межструктурным нарушениям (сочленения Таняунской и Январской, Январской и Лянторской, Январской и Востокинской структур). Эффективные толщины пласта АС11 также характеризуются широким диапазоном изменения от 2-4 до 28-30 м. Зоны максимальных эффективных толщин достаточно четко укладываются в субмеридиальную (относительно узкую) полосу, характеризующуюся на отдельных участках субширотными ответвлениями (Лянторское поднятие в районе ДНС 2,4,5,6). Уменьшенные эффективные толщины характеризуются преимущественной приуроченностью к восточному и западному бортам Лянторской структуры. Две залежи пласта АС11 Лянторской площади приурочена к брахиа-тиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиональном направлении и осложняющему западное крыло региональной структуры. Размеры поднятия составляют 16х4-6 км, высота 40 м. Проницаемая часть пласта АС11 изучена по 7 скважинам, в четырех из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пористость изменяется от 19,3 до 28,6 % и среднем по пласту составляет 24,5 % (25%), по нефтенасыщенной части 23,9 %, по водонасыщенной- 25,8%. Проницаемость изменяется от 2.2*10-3 до 698*10-3 мкм2 при среднем значении 266*10-3 мкм2, по нефтенасыщенной части - 258*10-3 мкм2, по водонасыщенной - 276*10-3 мкм2 . Среднее значения по скважинам существенно не различаются и изменяются от 229*10-3 до 316*10-3 мкм2 . Коллекторские свойства пласта АС11 определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость изменяется от 21 до 26% при среднем значении 24,8 %. Среднее значение проницаемости 536*10-3 мкм2 при вариациях 1*10-3 - 1493*10-3 мкм2 . Эффективные толщины пласта АС1О в пределах месторождения изменяются от 4-8 до 24 м. В плановом размещении не просматривается четкой геоструктурной привязки. На Январском поднятии они тяготеют к его юго-западному и западному погружениям, а на Востокинском - связываются с его присводовой частью и восточным крылом. Зоны уменьшенных и минимальных эффективных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения. Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от Тайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинской структур до западного крыла Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его южную периклиналь, отвечающей территории ДНС 2,4,1,19. Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры. Характер изменения песчанистости пласта АС10, очень близок поведению эффективных толщин. Диапазон изменения коэффициента песчанистости весьма широк и находится в пределах 0,2-1,0. Газонефтяные залежи пласта АС10 являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения и содержат основные запасы нефти (57,4%). В подсчете запасов залежи пласта АС10 были выделены в пределах единого контура нефтеносности, охватывающего Лянторскую, Январскую, Востокинскую структуры, в районе Тайбинского поднятия и две залежи на Таняунской структуре. На южном окончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 км. Размеры залежи в пределах основной площади 57х19 км, высотой нефтяной оторочки 15 - 17 м, высотой газовой шапки на Лянторской структуре - 44м, Январской - 35м, Востокинской - 18м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 22м при среднем значении 7,5м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4м. Залежи пласта АС10 отделяются от вышележащего пласта АС9 глинистым экраном толщиной от 2 до 8 м и более, имеющий почти повсеместное распространение. Проницаемая часть пласта АС10 представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупно- и среднезернистых. Коллекторские свойства пласта АС10 изучены по 88 скважинам. Открытая пористость изменяется от 14,8 до 29,9% при среднем значении 24,8% (25%). Большая часть пород (бб%) имеет пористость 24-28%. Проницаемость изменяется от 1,3*10-3 - до 2735*10-3 мкм2. По площади месторождения наибольшая часть пород имеет проницаемость от 100*10-3 до 500*10-3 мкм2. Участки с проницаемостью менее 100*10-3 мкм2 тяготеют к погруженным частям структурных осложнений. Коллекторские свойства пласта АС10 определялись также по данным ГИС. Среднее значение пористости составляет 25% при вариациях от 21 до 26%. Проницаемость изменяется от 1*10-3 до 1493*10-3 мкм2 при среднем значении 590*10-3 мкм2 . Песчаный пласт АС9 выделяется в составе сангопайской свиты, характеризуется всеобщим распространением в пределах месторождения и перекрывается сверху глинистыми аналогами пластов АС7 и АС8, а также типично морскими осадками быстринской пачки глин. Зоны максимальных значений общих толщин пласта приходятся на северную и южную периклинали Лянтор ского поднятия, а также присводовые участки Востокинской и Январской структур. Зоны минимальных толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянторской и Январской структур и к северной периклинали Востокинского поднятия. В геоструктурном отношении отмечается тенденция приуроченности максимальных эффективных толщин пласта АС9 к восточным присклоновым участкам структурных поднятий, за исключением Востокинского поднятия, в пределах которого они образуют достаточно обширную зону, совпадающую в плане с территорией ДНС 10, 13, 14. Залежи пласта АС9 характеризуются самым широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30-44м. В подсчете запасов газонефтяные залежи пласта АС9 были выделены в пределах основной площади (Лянторская, Январская и Востокинская структуры), а также в районе Таняунской, Тайбинской (восточная площадь) и Тутлимской структур. Основная залежь пласта AC9 имеет размеры 72х22 км, высоту нефтяной оторочки 17 м, газовой шапки на Лянторской структуре- 74 м, Январской- 48 м, Востокинской- 43 м. Проницаемая часть пласта АС9 представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Коллекторские свойства пласта изучались по 129 скважинам. Открытая пористость, изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне от 16,1 до 29,8% при среднем значении 24,3% (24%) Наибольшая часть пород (80%) имеет пористость 22-26%, у13% пород более 26%. Проницаемость по пласту в среднем составляет 299*10-3 мкм2 и изменяется от 1,1*10-3 до 1830*10-3 мкм2 . Большая часть образцов (64%) имеет проницаемость 100*10-3 - 500*10-3 мкм2, проницаемостью более 500*10-3 мкм2 характеризуется 16% пород. По площади пласта коллекторы в большинстве скважин имеют проницаемость от 102*10-3 до 495*10-3 мкм2. Участки с проницаемостью более 500*10-3 мкм2 отмечаются в центральной части месторождения, на восточном и западном крыльях Востокинской структуры и на юге Таняунской площади. Участки развития коллекторов с проницаемостью от 10*10-3 до 100*10-3 мкм2 выделяются на западном и восточном склонах южной части месторождения, в периферийных участках центральной части месторождения и на севере. Коллекторские свойства по данным промысловой геофизики незначительно отличаются от значений определенных по керну. Среднее значение пористости составляет 24,6% при вариациях от 21 до 26 %, проницаемости - 432*10-3 мкм2. 1.4 Состояние разработки Лянторского месторождения По состоянию на 1.01.2003 года на месторождении пробурено всего 5765 скважин, что составляет 95,2 % проектного фонда. Отобрано 164632,217 тыс.т. нефти с начала разработки (76,9 % от начальных извлекаемых запасов) при текущей обводненности 92,67 %. За отчетный год добыто 8257,750 тыс. т нефти, что составляет 82,58 % максимального годового уровня добычи нефти, предусмотренного «Технологической схемой разработки Лянторского месторождения». Темп отбора за год от начальных извлекаемых запасов составил 4,1 %. Уровень добычи жидкости за 2002 год составил 113184,276 тыс.т. Фактический средний дебит по нефти одной скважины за год - 6,5 т/сут, по жидкости 88,5 т/сут., при среднегодовой обводненности 92,70 %. Добыча нефти за счет проведения капитального ремонта за текущий год составила 1952,613 тыс.т., ГРП провели в 11 скважинах, дополнительная добыча по ним составила 59,151 тыс.т., ГПП - в 16 скважинах с дополнительной добычей 12,315 тыс.т. Кроме того, провели гидромеханическую щелевую перфорацию в 35 скважинах, дополнительная добыча по которым составила 25,862 тыс.т. Эксплуатационный фонд добывающих скважин на конец года составил 3836, действующих - 3562, в периодической работе 130, из них 52 скважина со слабым притоком, 1 скважина из-за высокого газового фактора. На 1.01.2002 года на месторождении фонтанный фонд составил всего 1 18 скважин, дающих 43 со средним дебитом нефти на конец года 3.0 т/сут. Добыча нефти по фонтанным скважинам составила 71712 т - 0.9 % от общей добычи по месторождению. Максимальный объем добычи - 97.2 % составляет добыча из скважин, оборудованных ЭЦН (8020314 т). Фонд скважин, оборудованных ЭЦН, на 1.01.2002 года составил 342 скважины со средним дебитом нефти за год 7.0 т/сут. Фонд скважин, оборудованных ШГН, составил 31 скважину со средним дебитом нефти 1.7 т/сут, добыча за год из этих скважин составила 158587 т (1.9 %). Неработающий фонд добывающих скважин на 1.01.2002 года по месторождению составил 368 скважин, добывные возможности которых на конец года составили 1486 т/сут. За 2002 год из консервации выведено 66 скважин, в том числе в работу 46 скважин, пьезометрический фонд - 3 скважины. Распределение обводненности по площади показывает, что повышенные значения (> 90 %) связаны как с хорошо разрабатываемыми районами: ДНС - 4,2,3,5,6,7 так и с районами с низкой степенью выработки: ДНС - 13, 14,12,10. Наибольший объем накопленной добычи приходится на ДНС - 3, добыча с начала разработки составила 21835,218 тыс. т. нефти, ДНС - 4- 16461,894 тыс.т., ДНС - 6 - 14724,723 тыс.т., ДНС - 5 - 14161.153 тыс.т, что соответственно составляет 14.0 %, 10.5 %, 9.4 %, 9.1 % от накопленной добычи нефти по месторождению. Основные текущие отборы нефти сосредоточены на ДНС - 6 (8.6 % годовой добычи по месторождению), ДНС - 17 (7,3 %), ДНС - 20 (7.2 %), ДНС - 3 (7.1 %), ДНС - 8 (6.7 %). Согласно анализу распределения текущих (остаточных) балансовых запасов нефти отмечается неравномерность выработки запасов нефти по ДНС. Наибольшая степень выработки наблюдается на ДНС - 4 - 31 %, ДНС - 7 - 24.1 %, ДНС - 11 - 23.6 %, ДНС - 3 - 23 %, наименьша я - в районах ДНС - 13 - 6.6 %, ДНС - 14 - 7.1 %, ДНС - 12 - 9,9 %, ДНС 19 - 8.8 %, ДНС - 16 - 11.6 %. Анализ выработки запасов проводился по результатам исследований методами ГИС по контролю за состоянием разработки, а также по результатам дострелов в газонефтяной и газовой зонах. Отмечено, что продолжается процесс стягивания контуров нефтегазоносности как из-за отборов газа из газовой шапки, так и в результате формирования системы воздействия, при нагнетании воды в подгазовую зону. По данным РК в 2002 году внедрение жидкости в газовую шапку отмечено в 199 скважинах, в том числе подъем ГНК - в 16 скважинах. Продолжались работы по вовлечению в разработку контактных и перемещенных запасов нефти. Всего за 2002 год произведено дострелов в 119 скважинах. Большая часть дострелов (100 скважин) была направлена на вовлечение в разработку первоначально газонасыщенных интервалов, в процессе разработки замешенных нефтью. Наиболее эффективными являются дострелы, направленные на подключение контактных нефтенасыщенных интервалов совместно с замещенными. Дополнительная добыча нефти от проведения этих мероприятий составила 265.145 тыс. т. Для вовлечения в активную разработку районов со слабо дренируемыми запасами нефти в текущем году восстановлены бурением вторых стволов 53 аварийные и высокообводненные скважины, из которых в 2002 году добыто 98.653 тыс. т нефти, средний дебит на конец 2002 года по ним составил 12.0 т/сут. В 2002 году продолжался эффект от восстановления бурением скважин, пробуренных в 1998 и 1999 годах. Общая добыча по скважинам с пробуренными боковыми стволами за 2002 год составила 225,103 тыс.т нефти при среднем дебите на конец 2002 года - 11.1 т/сут. В 2002 году было введены в разработку 35 новых добывающих скважин, добыча по которым составила 49.021 тыс. т нефти, средний дебит нефти одной новой скважины за год составил 7.6 т/сут при среднегодовой обводненности - 86.5 %. Основные показатели разработки Лянтор ского месторождения смотри в таблице 1.1. Для поддержания пластов ого давления в 2002 году было закачено 131876.3 тыс. мЗ воды. Среднесуточная закачка воды составила 361305 мЗ/сут. Всего за 2002 год введено под закачку 21 скважина, эксплуатационный фонд нагнетательных скважин на конец 2002 года составил 1268, действующий - 1112 скважин, среднегодовая приемистость одной скважины составила 333.7 м3/сут. Компенсация отбора жидкости с учетом добычи прорывного газа закачкой за год по месторождению составила 100,6 %, с начала разработки 109.5 %. По пласту АС-9 пластовое давление стабилизировалось на уровне 203,5 ат., компенсация за год составила 110.8 %. По ДНС - 2, 5, 6, 12 по пласту АС-9 пластовое давление составляет более 203 атм. По ДНС-8,9 16, 19 компенсация за 2002 год составила в пределах 112.4-158.6 %, пластовое давление по ним на конец 2002 года установилось на уровне 201,7 - 202,9 атм. Минимальное пластов ое давление удерживается по ДНС - 17 по пласту АС-9, что связано с отборами большого объема свободного газа. Пластовое давление по ДНС-17 остается на уровне 191.6 атм., хотя за 2002 год произошло увеличение на 7,3 атм., компенсация за год по пласту АС-9 составила 100.3 %. Пластовое давление по пласту АС-10 на конец 2002 года составило 203.6 атм. при годовой компенсации 96.3 %. По всем ДНС, за исключением ДНС-10 (Рпл.-197,9 атм.), 16 (Рпл.- 199,9 атм.) пластовое давление по пласту АС-10 достигло более 200 атм., а по ДНС-2,4,5,6,9,11,17,18 - более 203 атм. По пласту АС-11 пластовое давление на конец 2002 года составило 207,7 атм. при компенсации за год 71,6, с начала разработки 128,7 %. По пластам АС-9 и АС-10 Лянторского месторождения отмечается дефицит закачки 16057.746 и 15554.672 тыс. M3 соответственно, по пласту АС-11 дефицит закачки отсутствует. Пластовое давление стабилизировалось на уровне 203.5-207.7 атм., но остается меньше первоначального. Закачка воды сопровождается большим оттоком воды за контур нефтеносности и в подошву пласта. Всего с начала разработки отток воды составил 132695.11 тыс.м3. С целью регулирования заводнения, сокращения непроизводительной закачки за 2002 год установлены штуцера в 37 нагнетательных скважинах, в 140 скважинах произвели замену штуцеров. Для защиты эксплуатационной колонны от высокого давления установлены пакера в 82 скважинах. Для регулирования системы заводнения остановлены 35 нагнетательных скважин на зимний период. Сформировано с начала разработки с целью создания барьеров на линии внутреннего контура газоносности во избежание взаимодействия газовой шапки и нефтяной оторочки по пласту АС-9: 5 барьерных рядов (23 нагнетательные скважины), по пласту АС-10: 6 рядов (29 нагнетательных скважин). За 2002 год по месторождению добыто 5760.910 млн. м3 газа. Динамика отборов газа по площадкам ДНС зависит от преобладания типов геологического строения. В целом по месторождению в разрезе 58 % скважин имеют контактные запасы нефти и газа. Добыча нефти по ДНС-2,13,14 сопровождается большими объемами добычи газа, что составляет по ДНС-2 - 12.0 %, по ДНС-13 - 12 %, по ДНС-14-10,6 %, по ДНС-20-10.2 % от общего добытого газа за год по месторождению. Максимальный общий газовый фактор приходится на ДНС-14 - 2539 м3/т, ДНС-2- 2529 м3/т, ДНС-13- 1518 м3/т при среднем по месторождению 698 м3/т. В целях сокращения непроизводительных отборов газа в 2002 году из числа скважин, работающих с высоким газовым фактором 2 переведены под закачку, 2 - в периодическую эксплуатацию, 23- переведены на ЭЦН, 1- в пьезометрический фонд. По состоянию на 1.01.2003 года работающий фонд скважин с высоким газовым фактором составил 61 скважин, в том числе в периодической эксплуатации 2 скважины. Охват добывающих скважин замерами пластовых давлений составил 100 %, в т.ч. прямыми замерами - 7.2 %. Всего промыслово-геофизических исследований проведено за 2002 год 1878 при плане 1877 (100.05 %). Охват промыслово-геофизическими исследованиями за 2002 год составил 25.0 % по добывающим и 88.2 % по нагнетательным скважинам. Ведется контроль за изменением газонасыщенности и газонефтяного контакта. Всего проведено исследований радиоактивными методами в 231 добывающей скважине и 135 нагнетательных скважинах. Кроме того, для оценки выработки запасов и определения коэффициента текущей нефтенасыщенности за 2002 год проведены исследования углерод-кислородным каротажем в 12 скважинах, всего этим методом исследовано 24 скважины. В 2002 году планируемый объем промыслово- гидродинамических исследований по контролю за разработкой месторождений согласно «Регламента по исследованию скважин» составлял 4632 добывающих и нагнетательных скважин, исследовано фактически 4852 скважины. Физико-химические исследования жидкости проведены в 3591 скважине, что составляет 100 % охвата от действующего фонда. Скважины, работающие с высоким газовым фактором, по которым нет возможности замерить дебит жидкости и газа стационарными установками АГЗУ из-за своих технических характеристик, замеряются при помощи передвижной установки «АСМА-Т-03-400». В течении 2002 года всего замерено этой установкой 339 скважин. Исследования по контролю за разработкой ведутся в основном при КРС - 1612 исследований при общем количестве - 1878. бурение скважина боковой ствол 2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Анализ фонда скважин с боковыми стволами В настоящее время на 16.05.2004 в НГДУ «Лянторнефть» боковые стволы пробурены в 229 скважинах. Первая скважина в НГДУ «Лянторнефть» с боковым стволом № 3952 куст 433 была запущенна 6 июля 1998 года. Из-за технологических особенностей бурения боковых стволов, а в основном, пока из-за отсутствия надёжного скважинного оборудования для раздельной эксплуатации нескольких стволов бурится только один ствол с ликвидацией забоя старой скважины. В связи с этим бурение боковых стволов проведено только в аварийных, высоко обводненных и низкодебитных скважинах. При этом отрабатываются три технологии проводки скважин по пласту: вертикальная или наклонно-направленная (6 скважин), пологая до 60° (70 скважин ) и горизонтальная (110 скважин). Ввод в эксплуатацию боковых стволов в большинстве случаев оказал положительное влияние на работу окружающих добывающих скважин из-за увеличения скорости фильтрации флюидов на участке пласта и тем самым вызвал подключение к разработке застойных участков и доотмыв части остаточной нефти. Таким образом за счет эксплуатации 229 боковых стволов в период январь 1998 года - декабрь 2003 года НГДУ «Лянторнефть» дополнительно добыло 51,415 тыс. тонн нефти. Динамика показателей эффективности работы скважин со вторыми стволами по НГДУ «Лянтонефть» с января 1998 года по декабрь 2003 года приведены на 1 листе графического раздела дипломного проекта. 2.2 Обоснование профиля скважин с боковыми стволами С целью вовлечения в активную разработку запасов нефти, блокируемых водными или газовыми конусами, а также создание в межскважинных зонах дополнительных воронок депрессий для создания обратных потоков флюидов, перешедших из нефтяной части в газовую или водяную зоны пласта, предлагается бурение боковых стволов. Основными требованиями к проходке горизонтальных боковых стволов являются: - вскрытие кровли пласта в 90-110 м от основного ствола; - проходка по горизонтали 50-100 м с колебанием по вертикали +/- Зм; горизонтальная часть ствола должна проходить не менее чем в 2- 4 м от ГНК и ВНК; качество цементирования заколонного пространства второго ствола в интервале от устья зарезки - 2 м ниже кровли пласта, цементирование горизонтальной части ствола с последующей перфорацией или спуском фильтров решается перед началом бурения; направление горизонтальной части ствола определяется в процессе проектирования бурения с учетом текущего состояния выработки пласта; отсечение первого ствола цементным мостом от эксплуатации определяется либо непосредственно перед началом бурения второго ствола, либо после его испытания. Выбор скважины для забуривания второго ствола определяется состоянием эксплуатации скважины (обводненность продукции, причина обводнения или дебитами по жидкости), остаточными запасами, технологической эффективностью применяемых методов воздействия, текущей нефтенасыщенностью пласта и его строением. При выборе варианта расстановки скважин с ответвляющими стволами исходим из того, чтобы при эксплуатации второго ствола скважины добыча нефти достигла не менее 10-12 тыс. тонн до обводненности продукции 95 %. При таких нижних исходных показателях рентабельность эксплуатации таких скважин соответствует эксплуатации среднепродуктивной (средний дебит по нефти 20 т/сут.) залежи. Основными критериями выбора скважин со вторыми стволами являются: - текущая нефтенасыщенность на дату бурения не менее 46,2 %; - текущая балансовые запасы нефти по неконтактных участках не менее 65 тыс. тонн, на контактных участках не менее 98 тыс. тонн: нефтенасыщенная, контактная с газом, толщина пласта не менее 7м; нефтенасыщенная, контактная с водой, толщина пласта не менее бм; нефтенасыщенная, контактная одновременно с водой и нефтью, толщина не менее 9 м и бесконтактная нефтенасыщенная толщина не менее 4 м. В данный момент боковые стволы скважин, пробуренные на меторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» имеют различные типы профилей, их классифицируют по следующим признакам: 1) Горизонтальные стволы - максимальный угол превышает 65°, 2) Пологие стволы - максимальный угол в пределах 48°-65°, 3) Наклонно-направленные стволы - менее 48°, пробуренные по заданной траектории с использованием телеметрических систем; ) Не ориентируемые стволы навигационного сопровождения системами. 2.3 Требования к выбору скважин для бурения боковых стволов Перед тем, как начать работы по зарезке и бурению наклонно-направленных и горизонтальных боковых стволов скважин (БС) с целью интенсификации системы разработки месторождений, увеличения коэффициента извлечения нефти из продуктивных пластов и фондоотдачи капиталовложений разрабатывается регламент. Все виды работы по строительству БС представляются следующими основными этапами: - выбор основных стволов для заданных скважин; - выбор интервала вырезания «окна» в эксплуатационной колонне; расчет профиля скважины; вырезание «окна» в эксплуатационной колонне; бурение бокового ствола; обсаживание пробуренного ствола эксплуатационной колонны; работы по освоению скважины. При выборе скважин для бурения из них боковых стволов, необходимо исходить из текущих характеристик эксплуатации скважины, технического состояния эксплуатационной колонны, качества ее крепления, фактического пространственного положения ствола скважины: - эксплуатационная колонна должна быть опрессована на 100 атм. в течении 30 минут, падение давление не более 5 атм., эксплуатационная колонна должна быть опрессована снижением уровня; - необходимо провести гироскопическую инклинометрию; При этом следует руководствоваться следующими основными требованиями: - пространственное положение интервала забуривания должно быть оптимальным с точки зрения экономической целесообразности (величина отхода точки забуривания до начала эксплуатационного забоя должна быть минимальной, но не менее величины определяемой допустимой интенсивностью искривления бокового ствола), максимальный отход от точки забуривания до начала эксплуатационного забоя обусловливается техническими характеристиками буровой установки и вероятной глубиной забуривания; - допустимая величина разности азимутальных направлений основного ствола и бокового стволов не должна превышать величины, определяемой техническими возможностями бурения бокового ствола; - траектория бокового ствола должна иметь минимальную вероятность пересечения с существующими и проектными стволами соседних скважин; поиск оптимальных вариантов, отвечающих технико- экономической целесообразности использования обводненных и бездействующих скважин для зарезки боковых стволов, должен осуществляться, как правило, с использованием автоматизированных программ. На месторождениях НГДУ «Лянторнефть» при бурении боковых стволов все программы для проводки стволов разрабатываются ИТС «УЭБС и КРС». 2.4 Подготовительные работы к бурению боковых стволов Бурению боковых стволов предшествует пуск гироскопического инклинометра и геофизических приборов для уточнения пространственного положения обсадной колонны и интервала эксплуатационного объекта. Осуществляется глушение скважины солевым раствором. Производятся монтаж бурового оборудования (подъемника, циркуляционной системы и обвязки), демонтаж фонтанной арматуры. Схема расстановки оборудования при бурении боковых стволов приведена на 3 листе графического раздела дипломного проекта. Монтируется противовыбросовое оборудование согласно схеме оборудования устья и производится опрессовка. Выполняется подъем внутрискважинного оборудования. С целью определения технического состояния эксплуатационной колонны, возможных участков сужения проводятся её шаблонирование. Для обеспечения свободного спуска клин-отклонителя и компоновок для фрезерования «окна» осуществляется шаблонирование эксплуатационной колонны шаблоном, имеющим следующие размеры: Dш = 122мм для ЭК 139 мм; - Dш = 126 мм для ЭК 146 мм; Dш = 144 мм для ЭК 168 мм; Lш=6 м, Где Dш - диаметр шаблона; Lш - длина шаблона. При необходимости обсадная колонна прорабатывается компоновкой фрезов до свободного прохождения, для скважин старше 15 лет проводится ГФФ, СТДТ. Проводятся геофизические работы по определению глубины забоя с записью локатора муфт (ЛМ) и оценки качества цементирования камня (ОЦК). На основании данных ЛМ и ОЦК, с учетом результатов предварительного профилирования БС, определяется интервал забуривания бокового ствола. При выборе интервала забуривания, место зарезки БС выбирается, по возможности, ближе к забою основного ствола. В случае низкого качества цементного камня за эксплуатационной колонной или его отсутствие проводятся работы по повторному цементированию затрубного пространства эксплуатационной колонны в интервале забуривания с предварительным перфорированием ее для закачки тампонажного раствора. Работы по повторному цементированию могут проводиться после установки клин-отклонителя и вырезания «окна» в эксплуатационной колонне. Выполняется установка на забое ликвидационного моста. Пордготовка ствола скважины к уставновке ликвидационного моста осуществляется в порядке, установленном руководящими документами. Изоляционные работы проводятся с выполнением действующих правил и инструкций. При экономической целесообразности возможно совмещение установки эзоляционнго и технологического мостов. После установки ликвидационнго моста эксплуатационная колонна опрессовываектся. Для зарезки бокового ствола с помощью отклоняющего клина (клин - отклонителя) устанавливается технологический цементный мост, который может быть создан закачкой цементного раствора. При этом векрхняя часть моста располагается выше муфты обсадной колонны в соотвествии с инструкцией по эксплуатации клин-отклонителя. Взрывной пакер рекомендуется использовать для повышения надежности цементного моста перед его установкой. Для установки цементных мостов рекомендуется применение специальных тампонажных составов, обеспечивающих повышения их физико-механических свойств. Перед спуском взрывпакера эксплуатационная колонна в зоне установки цементного моста очищается скребком, а скважина промывается в течение одного цикла. После ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) определяется верх цементного моста. При необходимости мост разбуривается до требуемой глубины, эксплуатационная колонна опрессовывается на давление, согласованное с НГДУ. При отрицательных результатах опрессовки эксплуатационной колонны выясняется причина, и принимаются меры к ликвидации негерметичности. 2.5 Технология зарезки боковых стволов Основной вариант зарезки бокового ствола заключается в вырезании «окна». В скважину спускается клин-отклонитель диаметром 114 - 115 мм (как отечественного, так и зарубежного производства) с ориентирующим устройством и устанавливается на искусственный забой. Работы по спуску и установке клин-отклонителя производятся в соответствии с технологией фирм производителей. Технические характеристики клин-отклонителей для 146 мм и 168 мм колонн даны в таблице 2.1. Таблица 2.1 - Техническая характеристика клин-отклонителя
Спуск компоновки на стальных бурильных трубах (СБТ) производятся с замером длины инструмента со скоростью не более 0,2 м/с. Установка клин-отклонителя в наклонно-направленных скважинах должна производится ориентировочно в пределах +90 градусов по отношению к азимуту искривления основного ствола в месте установки для предотвращения выпадания клин-отклонителя. В вертикальных скважинах установка клин-отклонителя должна производиться в направлении проектного азимута зарезки бокового ствола. Ориентирование клин-отклонителя может осуществляться с помощью телесистемы или гидроскопа. Рекомендуется осуществлять ориентирование клин-отклонителя с помощью гидроскопа и вырезать «окно» в обсадной колонне без дополнительной СПО. Компоновка низа бурильной колонны для ориентирования клин-отклонителя и вырезания окна за один рейс включает в себя: - клин-отклонитель; - оконный фрез; два арбузных фреза; патрубок под гидроскоп; спиральные ТБТ - 4 шт; бурильные трубы СБТ - 73. В том случае, если ориентирование клин-отклонителя осуществлялось с помощью телесистемы, то после установки клин- отклонителя компоновка с подвесным устройством и телесистемой поднимается, и спускается компоновка для вырезания «окна». Для эксплуатационной колонны диаметром 146 мм компоновка включает: - стартовый фрез диаметром 124 мм; - спиральные ТБТ - 4 шт; бурильные трубы СБТ - 73. Осуществляется вскрытие «окна» в обсадной колонне ротором. Параметры режима фрезерования следующие: - нагрузка на фрезер 5 кН; - частота вращения ротора 60-80 мин производительность насоса 0,012 - 0,014 м3/с. В дальнейшем, при необходимости, нагрузку можно увеличить до 8 кН. Фрезерование прекращается после проходки 0,5 - 0,6 м. При этом особое внимание следует уделять фрезерованию проушины, находящейся на наконечнике отклонителя. После этого требуется проработать про фрезерованный интервал и промыть скважину в течение двух циклов, поднять стартовый фрез из скважины, собрать компоновку: Спустить в скважину данную компоновку. За 10 м до входа в прорезанное «окно» скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с. Перед началом фрезерования произвести промывку в течение одного цикла. Проработать прорезанное «окно». Начать фрезерование при нагрузке не более 5 кН с возможным кратковременным увеличением нагрузки до 30 кН. Фрезеровать на глубину 5 м. При этом следует контролировать величину крутящего момента. При наличии подклинок необходимо приподнять инструмент и проработать данный интервал. После завершения процесса фрезерования проработать пройденный интервал и несколько раз поднять и опустить фрезеры для очистки «окна». Затем извлечь компоновку из скважины. Собрать компоновку для дальнейшего фрезерования колонны: - оконный фрез диаметром 124 мм; - колонный и арбузный фрезер диаметром 124 мм; спиральные ТБТ - 4 шт; СБТ-73 - до устья. Оконный и колонный фрезы показаны на 4 листах графического раздела дипломного проекта. Спустить данную компоновку в скважину. Начать фрезерование в прежнем режиме. Отрыв от забоя производить через каждые 15 минут работы фрезера. Фрезерование прекратить после 2-5 м проходки. Общая длина фрезерование должна составлять не менее 7м (в зависимости от длины клин-отклонителя). Несколько раз проработать пройденный интервал до исчезновения подклинок инструмента. Промывку произвести в течение двух циклов с выравниванием параметров раствора. Для лучшего выноса металлической стружки прокачать высоковязкую пачку раствора в объеме 500 л при подаче насоса 0,012-0,016 м3/с. В том случае, если фрезерование обсадной колонны осуществлялось на биополимерном растворе, прокачивание высоковязкой пачки раствора не обязательно. После этого извлечь компоновку из скважины. В случае необходимости (зарезка бокового ствола в песчаниках, отсутствие цементного камня за эксплуатационной колонной и др.) производится цементирование клин-отклонителя после второго фрезерования. Вблизи от схода с клин-отклонителя происходит соскок фрезера с разрушаемой поверхности и выход в открытый ствол. Если при этом жесткость компоновки недостаточна, образуется уступ, препятствующий в дальнейшем свободному входу долота в новый ствол. В таком случае, при калибровке «окна» надо принять меры по увеличению жесткости компоновки фрезерования и своевременному снятию образовавшегося уступа в районе схода с клин-отклонителя. Второй вариант забуривания бокового ствола рекомендуется осуществлять путем вырезания части эксплуатационной колонны, установки цементного моста на всю длину вырезанной части и забуриванием бокового ствола с цементного моста. Схема клин- отклонителя представлена на 3 листе графического раздела дипломного проекта. Клин-отклонитель рекомендуется типа КОП-115 (для колонны диаметром 146 мм) производства OOO «БИТТехника» или неизвлекаемый отклонитель компании «EVI- WEATHERFORD» типа «Н» диаметром 114,3 мм. По данным геофизических исследований скважины выбирается расположение зоны фрезерования, по возможности, в плотных устойчивых глинисто-алевролитовых отложениях. Реальная необходимая длина зоны фрезерования определяется ожидаемой интенсивностью набора кривизны бокового ствола и рассчитывается по формуле: Lв.з. = ÖR (2D+Dc-Dк) + а где Lв.з. длина фрезерования колонны;- радиус кривизны ствола скважины, м; В - диаметр долота для бурения бокового ствола, м;- диаметр бокового ствола, м;к - внешний диаметр эксплуатационной колонны, м; а - запас длины для безаварийного прохождения технологического инструмента (1,3 - 1,5 м). абуривания бокового ствола с цементного моста осуществляется двигателем-отклонителем диаметром 106 мм (127 мм). Расчет длины вырезаемого участка обсадной колонны приложен в таблице 2.2. Забуривание бокового ствола с применением отклоняющих устройств должно проводится по программе, включающей выбор геометрических размеров КНБК для обеспечения задаваемой интенсивности искривления нового ствола и автоматизированный расчет проходимости компоновки через прямолинейный участок ствола скважины. Вырезание части эксплуатационной колонны можно осуществлять универсальным вырезающим устройством «УВУ», разработкой ВНИИБТ, секционным фрезерным инструментом фирмы «GRANT INTERNATIONAL» и т.п. Вырезание участка эксплуатационной колонны производится в два этапа: - прорезание эксплуатационной колонны; - фрезерование эксплуатационной колонны. Прорезание эксплуатационной колонны осуществляется при вращении бурильной колонны ротором с частотой 60-70 мин-1, расходе промывочной жидкости 0,01-0,012 м3/с и перепаде давления 4-5 МПа в течение 20-30 мин. Без подачи инструмента, а затем с подачей инструмента при осевой нагрузке на резцы в пределах 5-15 кН. Фрезерование колонны производится при осевой нагрузке 15- 40 кН, частоте вращения 60-70 мин-1., перепаде давления 14-16 МПа и расходе 0,012-0,014 м3/с. Перед подъемом устройства рекомендуется промыть скважину в течение двух циклов. При необходимости заменить резцы и продолжить фрезерование. Технические характеристики УВУ приведены в таблице 2.3. |