Курсач по нгпо12. Дипломный проект тема Эффективность восстановления скважин методом бурения боковых стволов в нгду Лянторнефть Разработал Закиров А. А
 Скачать 0.5 Mb.
|
|
Фильтровая часть «хвостовика» может быть щелевыми (перфорированными). Расстановка фильтров рассчитывается, исходя из коллекторских свойств эксплуатационного объекта и обеспечения необходимой пропускной способности гидродинамических каналов, в соответствии с потенциальной продуктивностью пласта. Фильтрирующие элементы «хвостовика» центрируются жесткими центраторами соответствующего размера. В интервале пакерующего элемента с целью обеспечения качества крепления колонны устанавливаются центраторы турбулизирующего типа. Фильтровая часть оборудуется специальными заглушками, обеспечивающими герметичность фильтровой части и возможность осуществления технологических промывок во время спуска «хвостовика». В интервале продуктивного пласта помещаются специальные перфорационные среды (ИЭР и др.), обеспечивающие предотвращения загрязнения эксплуатационного забоя в процессе заканчивания скважин. Перфорационная среда заканчивается в интервал продуктивного пласта в процессе цементирования «хвостовика». Рекомендуемые составы перфорационных жидкостей приведены ниже: Состав перфорационных сред: ). КПС-1 (%, объемы.): - водный раствор хлористого натрия -96,5%; - реагент СПК -3,5%. 2) КПС-1М (%, вес.): - водный раствор хлористого натрия -97%; - ПАВ (сульфонал, РАС, ПКД) -1%; нитрилотриметилфосфатная кислота (НТФ) -2%. 3) КПС-2 (%,объемы.): - гликоль -75%; - соляная кислота (конц. 20-24%) -10%; ортофосфорная кислота (конц. 70-100%) -1,5%. 4) ИЭР (%, объемн.): - нефть -52-36%; водный раствор хлористого кальция плотностью 1300 кг/м - 43-59%; эмультап -3%; - ГКЖ-10 -2%. После спуска подвести и крепление «хвостовика» производится разбуривание пробки муфты манжетного цементирования и сбитие заглушек на ФГС-101,6 мм с применением малогабаритных объемных двигателей Д1-154, Д-75, Д-43, установки «гибкая труба» или комбинированной компоновки бурильных (насосно-компрессорных) труб. Размеры бурильных труб для проведения технологических операций в «хвостовике» диаметром 101,6 мм приведены в таблице 2.17. Таблица 2.17 - Размеры бурильных труб
В случае, когда горные породы являются устойчивыми, применяется конструкция эксплуатационного забоя открытого типа. Компоновка «хвостовика» при данной конструкции забоя включает следующие элементы: - надувной пакер гидравлического действия, устанавливаемый над кровлей продуктивного пласта; - расчетное количество обсадных труб; - подвесное устройство гидравлического действия и механический пакер, устанавливаемый на 50 м выше вырезанного «окна». При бурении нескольких боковых стволов из одной скважины для подвески и крепления «хвостовиков» применяется внутрискважинное оборудование фирмы «Бейкер Хъюз». При необходимости, обусловленной геолого-физическими характеристиками пласта, условиями его залегания, неизбежностью или высокой степенью вероятности пересечения водогазоносных горизонтов, создается конструкция эксплуатационного забоя закрытого типа. Осуществляется сплошное цементирование «хвостовика». В интервале эксплуатационного забоя, а также водогазоносных пластов «хвостовик» обязательно цементируется. После ОЗЦ производится промывка забоя скважины и при необходимости замена жидкости в скважине. Осуществляется необходимый комплекс геофизических исследований, после чего проводится подготовка к вторичному вскрытию пласта. Устье скважины оборудуется малогабаритным превентором и опрессовывается совместно с колонной. Закачка перфорационной среды (К11С-1, KHC-1М) возможна в процессе цементирования «хвостовика» или в процессе освоения при промывке забоя перед вторичным вскрытием пласта. Объем перфорационной среды выбирается из условия заполнения «хвостовика» на 100-150 м выше интервала перфорации. Вторичное вскрытие плата производится малогабаритными перфораторами типа ПРК-42С, ПКР-54С. ПКТ- 50, ПКТ-73 на «гибкой трубе» или на насосно-компрессорных трубах, жестком геофизическом кабеле. Рекомендуется перфорацию осуществлять в условиях депрессии на пласт. Плотность перфорации зависит от геолого-физической характеристики продуктивного пласта и характеристик перфораторов. Технические характеристики рекомендуемых перфораторов приведены в таблице 2.18. Вызов притока производится пенной системой или методом компрессирования азотной установки ПАКК-9/160, свабированием, УГАС с обязательным проведением гидродинамических исследований скважин. По согласованию с геологической службой НГДУ, вызов притока допускается производить механизированным способом. Величина депрессии на пласт выбирается с учетом конкретных геолого-физических характеристик пласта, степени загрязнения его в процессе вскрытия и ограничений по допустимому перепаду давления в зоне эксплуатации объекта. В начальный период эксплуатации (в течение шести месяцев) рекомендуется осуществлять гидродинамические исследования БС на установившемся и нестационарном режимах течения жидкости с целью определения гидродинамических параметров пласта (продуктивности, гидропроводности), оценки состояния околоствольной зоны продуктивного пласта, сопротивлений в фильтре скважины (скин-фактора). По результатам этих исследований определяется влияние технологических параметров заканчивания скважин на добывные возможности эксплуатационного объекта и производится корректировка применяемой технологии. 2.10 Промысловые геофизические работы После окончания бурения бокового ствола проводятся промысловые геофизические исследования. Метод исследований в эксплуатационной колонне, в открытом и обсаженном боковом стволе приведены в таблице 2.19. Таблица 2.19 - Геофизические методы исследований
Примечание: * - обязателен в нефтегазовых залежах для выявления газовых перетоков; ** - повторный замер РК на газ для нефтегазовых залежах не ранее, чем через 15 дней после спуска колонны; *** - выполняется в скважинах с углом отклонения от вертикали не более 52 град.; **** - выполняется в скважинах с углом отклонения от вертикали более 56 град.; ***** - проводится в скважинах, где установлены фильтры. 2.11 Эффективность восстановления скважин методом бурения бокового ствола в НГДУ «ЛН» (за 5 лет) Зарезка и бурение боковых стволов. Данный вид ремонта применяется на обводненных и бездействующих скважинах с целью интенсификации системы разработки месторождения и вовлечения недренируемых запасов нефти. Работы ведутся силами подрядчика: Самарским УПНПиКРС. Для бурения боковых направленных и горизонтальных стволов привлекается ИТС УЗБСКиКРС. Выполнение плановых показателей приведено в таблице 2.20. Технологическая эффективность бурения вторых стволов, как за 2003 год, так и за 5 лет приведено в таблице 2.21. Таблица 2.21 - Основные показатели скважин с боковыми стволами.
Мы видим, что добыча с начала запуска составила 1506727 тонн. Данные по добыче и дополнительной добыче за счет бурения боковых стволов в 2003 году приведены в таблице 2.22. 3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 3.1 Организационная структура ЦКРС Существуют следующие виды организационных структур управления: линейная, функциональная, линейно-функциональная, линейно-штабная и программно-целевая. Линейная структура характеризуется непосредственным воздействием руководителя на управляющее звено по всем функциям управления. Ему подчинены руководители и исполнители нижестоящих подразделений, а он подчинен вышестоящему начальнику. Линейная структура обеспечивает полное выполнение принципа единоначалия, повышает ответственность каждого руководителя за конечные результаты труда в его подразделении. Но вместе с тем требует от руководителя глубоких и разносторонних знаний, что при большом объеме производства и его сложности ограничивает использование такого принципа построения организационной структуры управления. При функциональной структуре общее руководство осуществляется линейным руководителем через руководителей функциональных органов. При этом руководители специализируются по отдельным управленческим функциям. Стремление избежать недостатков присущих линейным и функциональным структурам в их чистом виде, привело к появлению смешанных структур, примером которых является линейно-функциональная (или линейно-штабная) структура управления. Эта структура получила наибольшее распространение в управлении машиностроительными предприятиями. Она состоит в том, что линейные руководители осуществляют свою деятельность на принципах единоначалия, но для обеспечения необходимой компетентности управленческих решений при руководителе создаются функциональные подразделения (отделы, бюро, группы), которые возглавляют ведущие специалисты в определенных областях. Они выступают в качестве помощников руководителя по отдельным функциям управления, готовят решения, но принимает их руководитель - единоначальник подразделения. Преимуществом этой является повышение качества принимаемых решений и соблюдение принципа единоначалия, а недостатки состоят в тенденции к разбуханию штатов функциональных служб, к их отрыву от проблем, наиболее важных для исполнителей. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||