Применение БС и БГС на Ромашкинском месторождении. Дипломная работа Гурьянов Р.В.. Допущен к защите Заведующий кафедрой Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, д т. н., профессор Насыбуллин А. В. 2020 г. Выпускная квалификационная работа
 Скачать 1.77 Mb.
|
2.3 Методы исследования и обследования скважин при строительстве БС и БГС на залежи №8Бурение бокового ствола в скважинах относится к капитальному ремонту скважин. Одна из основных сложностей при строительстве бокового (дополнительного) ствола – узнать про состояние самой скважины. Поэтому перед началом ремонта необходимо внимательно ознакомиться с историей скважины и провести ряд исследований. Исследование проводится до, во время и после ремонта. Исследования подразделяются на гидродинамические, геофизические, а также обследование технического состояния колонны. Обычно вышеперечисленные работы производятся в комплексе. При исследовании определяются интенсивность притока, давление, температура в пласте, локализуются места поступления жидкости в эксплуатационную колонну, а также общее техническое состояние ОК и цементного кольца. При обследовании же уточняется глубина забоя, определения аварийного оборудования в скважине, состояния эксплуатационной колонны. Рассмотрим комплекс проведенных исследований и обследований, проведенных перед забуриванием бокового ствола на примере двух скважин, а именно 21574 и 27020. Скважины до 2015 года находились в бездействующем фонде ввиду высокой обводненности кыновского горизонта, поэтому данные скважины перевели на вышележащий бобриковский горизонт. Перевод планировалось осуществлять путем зарезки бокового и бокового горизонтального ствола. А вертикальная часть, находящаяся ниже участка зарезки бокового ствола – ликвидировать. Сначала, перед началом работ, необходимо убедиться в том, что скважина в хорошем состоянии и ничего не помешает спуску необходимого оборудования, поэтому проводят обследование с помощью шаблона. Помимо шаблонирования были проведены замеры с помощью методов ГК и НГК с целью доразведки горизонта, изучения технического состояния колонны и для уточнения продуктивных пластов. Проводилась поинтервальная опрессовка, с использованием пакера Камильянова, ствола скважины, находящейся выше интервала зарезки дополнительного ствола. Давление на устье должно быть на 10% выше ожидаемого максимального давления в скважине. При этом колонна считается герметичной, если давление не снизится более чем на 0,5 МПа в течение 30 минут. На исследуемых скважинах величина допустимого давления опрессовки равняется 18 МПа, данная величина зависит от диаметра эксплуатационной трубы и толщины ее стенки. В скважинах, на устье которых избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно должна испытываться на герметичность снижением уровня воды до динамического уровня при механизированной добыче нефти. Помимо рассмотренного варианта опрессовки с пакером колонны проверяют на герметичность так же способом снижения уровня. Суть метода заключается в снижении столба жидкости и последующим наблюдением. Колонну считается герметичной в том случае, если в течении часа не произошло переливов жидкости или выделения газа, а также если уровень не поднялся выше определенной величины. Способ опрессовки колонны НКТ включает закачку воды в колонну НКТ и измерение давления. Колонну НКТ оборудуют пакером, устанавливаемым над интервалом перфорации, определяют приемистость скважины и одновременно проверяют целостность эксплуатационной колонны, устанавливают пакер. В межтрубном пространстве создают необходимое давление, закачивают жидкость в колонну НКТ в объеме 3-9 м3 с расходом 1,2-4 м3/мин при давлении до 50 МПа. При росте давления в межтрубном пространстве со скоростью до 1,5 МПа/мин до давления не более 5 МПа стравливают избыточное давление, доводя давление до необходимого. При спаде давления в межтрубном пространстве со скоростью до 1,5 МПа/мин закачивают воду в межтрубное пространство, доводя давление до необходимого. При превышении роста давления более 1,5 МПа/мин и давления более 5 МПа делают вывод о негерметичности колонны НКТ. Для определения состояния цементного кольца и определения заколонных перетоков в скважине проводилась АКЦ и шумометрия.. Наряду с шумомером для определения перетоков в остановленной скважине используется гамма-каротаж, локатор муфт. Таким образом, перед проведением КРС по проводки бокового ствола необходимо предпринять целый комплекс мероприятий по исследованию и обследованию скважин. 2.4 Анализ эффективности восстановления скважин строительством БС и БГС на залежи №8Проанализируем скважины с боковым ответвлениями, которые были пробурены в период с 2015 по 2017 года. Данные для анализа представлены в таблице 2.4.1. Таблица 2.4.1 – Анализ эффективности применения БС и БГС на залежи №8 Ромашкинского месторождения
Продолжение таблицы 2.4.1
 Рисунок 2.4.1 – Дополнительная добыча после применения БС и БГС на залежи №8 Ромашкинского месторождения Наибольшая дополнительная добыча приходится на скважину 27020 в размере 3880,8 т, далее 789,6 т на скважину 16471, наименьшая дополнительная добыча приходится на скважину 16340 – 472,8 т.  Рисунок 2.4.2 – Удельная технологическая эффективность применения БС и БГС на залежи №8 Ромашкинского месторождения Как видно по рисунку 2.4.2, удельная эффективность применения БГС на залежи №8 составляет 3880,8 т/скв (скв. №27020), в то время как на БС приходится 631,2 т/скв (789,6 т на скв №16471 и 472,8 т на скв №16340).  Рисунок 2.4.3 – Удельные затраты на строительство БС и БГС на залежи №8 Ромашкинского месторождения Так, стоимость анализируемых скважин составляет 9965,4 тыс.р/скв для бокового горизонтального ствола и 6681,5 тыс.р/скв для боковых стволов. Обобщая все вышесказанное, несмотря на то, что стоимость БГС почти в 1,5 раза превышает стоимость БС, удельная технологическая эффективность у бокового горизонтального ствола намного выше, что полностью оправдывает эффективность их строительства. |