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

• Название: Допущен к защите Заведующий кафедрой Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, д т. н., профессор Насыбуллин А. В. 2020 г. Выпускная квалификационная работа
• Анкор: Применение БС и БГС на Ромашкинском месторождении
• Дата: 27.08.2021
• Размер: 1.77 Mb.
• Имя файла: Дипломная работа Гурьянов Р.В..docx
• Тип: Анализ; #228112
• страница: 8 из 15

2.8. Выводы и рекомендации по выполнению работ по строительству БС и БГС на объекте

Сегодня в эксплуатационном фонде ПАО «Татнефть» к категории нерентабельных относится около 16%. Технология строительства БС и БГС является именно тем решением, которая позволит вернуть к жизни скважины, которые потеряли свою рентабельность.

Основным преимуществом строительства БС и БГС является ее более меньшие затраты по сравнению со строительством новой вертикальной скважины.

Залежь №8 Ромашкинского месторождения находится на 4 стадии разработки, поэтому многие скважины сильнообводнены и это способствует авариям различного рода. И главной задачей становится сохранение текущих объемов добычи.

Анализ научно-технической литературы показывает эффективность внедрения бокового горизонтального ствола на многих «старых» месторождениях. Благодаря этой технологии месторождения получают вторую жизнь для добычи нефти. Данная технология увеличивает площадь дренирования скважины и боковую поверхность ствола скважины, что влечет за собой повышение накопленной добычи нефти.

Основным горизонтом залежи №8 является бобриковский горизонт, который был искусственно разделен на 4 продуктивных пласта Сбр-1, Сбр-2, Сбр-3, Сбр-4. Продуктивный горизонт представлен песчаными, алевролитовыми и глинистыми фракциями. Коллекторские свойства залежи в целом похожи на аналогичный горизонт Ромашкинского месторождения с пористостью в 23,4 процента и проницаемостью 1,167 мкм². Нефть в пластовых условиях относится к классу средневязких со средней плотностью. Промышленная разработка залежи №8 Ромашкинского месторождения ведется с 1975 года, и накопленная добыча уже составляет 58,4 процента от НИЗ, дальнейшая разработка также рентабельна.

Анализ накопленной добычи нефти скважин с БГС приводит к выводу, что накопленная добыча увеличивается, ввиду дополнительно вовлеченной нефти при проводке бокового горизонтального ствола. Было проанализировано три скважины, а именно: 27020, 16471, 16340. Данные со скважин показали, что наибольшая доля дополнительной добычи приходится на скважину 27020, прирост составляет 3880,8 т за год. На скважины 16471 и 16340 приходится 789,6  т и 472,8 т соответственно.

3 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ

3.1 Расчет подготовительных работ при ремонте скважин-кандидатов (глушение, промывка забоя, освоение) залежи №8

Перед любым КРС, в том числе и перед проводкой бокового горизонтального ствола необходимо выполнить целый комплекс работ, который включает себя такие операции, как глушение, промывка, а после уже освоение скважины и получение промышленного притока. В данном пункте будет производен расчет подготовительных операций для скважины-кандидата залежи №8 Ромашкинского месторождениях.

Таблица 3.1.1 – Подготовительные данные для расчета

Параметр	№ скважины
	16430	16393
Горизонт	Кыновский	Кыновский
Пластовое давление, МПа	13,5	12,9
Глубина кровли продуктивного пласта, м	1546,6	1573
Глубина подошвы продуктивного плата, м	1561,1	1578,4
Глубина спуска НКТ, м	1517	1538,9
Текущий забой, м	1570	1581,3
Внутренний диаметр ЭК, м	0,152	0,152
Глубина скважины, м	1577	1584
Внешний диаметр НКТ, м	0,073	0,073
Внутренний диаметр НКТ, м	0,062	0,062

Для примера рассмотрим расчет подготовительных работ для скважины 16430 залежи №8 Ромашкинского месторождения.

Первым, что нужно сделать, так это заглушить скважину, чтобы остановить приток флюидов из пласта в скважину. Для этого необходимо определить плотность жидкости глушения:

, (3.1.1)

где,

– этот коэффициент предполагает некоторое увеличение с увеличением ( =1,05);



Ввиду того, что плотность жидкости глушения меньше 1 г/м³, необходимо для глушения использовать облагороженные жидкости глушения (например смесь пресной воды с раствором МЛ-81Б).

После необходимо давление гидростатического столба жидкости глушения:

(3.1.2)

(3.1.3)

, (3.1.4)

где,

- статическое напряжение сдвига, Па ( =0,5·10² Па);

- внутренний диаметр ЭК, м.







Для скважины 16430 глушение будет проводиться в 2 этапа, потому что глубина кровли продуктивного горизонта больше, чем спуск НКТ.

Первым этапом будет закачиваться объем жидкости, который равен объему скважины от забоя до башмака лифта:

, (3.1.5)

где,

– длина от забоя до башмака, м.



Необходимое время осаждения рассчитывается по формуле:

, (3.1.6)

Где,

- скорость оседания, м/с ( =0,1 м/с).



Вторым этап необходимо закачать такой объем жидкости глушения, который равен объему скважины от башмака НКТ до устья скважины

, (3.1.7)

где,

- внешний диаметр НКТ, м;

- внутренний диаметр НКТ, м.



Объем скважины соответственно:

(3.1.8)



Далее после отсечения части скважины ниже бобриковского горизонта, расчеты будем производить по данным, представленным в таблице 3.1.2.

Таблица 3.1.2 – Подготовительные данные для расчета

Параметр	№ скважины
	16430	16393
Горизонт	Бобриковский	Бобриковский
Пластовое давление, МПа	7,9	8,1
Глубина кровли продуктивного пласта, м	1176	1265
Глубина подошвы продуктивного плата, м	1181	1271
Глубина спуска НКТ, м	1166	1255
Текущий забой, м	1194	1280
Внутренний диаметр ЭК, м	0,152	0,152
Глубина скважины, м	1210	1290
Внешний диаметр НКТ, м	0,073	0,073
Внутренний диаметр НКТ, м	0,062	0,062
Насосная установка для промывки	ЦА-320	ЦА-320
Плотность промывочной жидкости, кг/м3	1000	1000
Давление насыщения, МПа	4,9	5,1
Плотность скважинной жидкости, кг/м3	869	872

По формулам (3.1.1)-(3.1.8) проведем аналогичный расчет после зарезки БГС. Плотность жидкости глушения:



Необходимое давление гидростатического столба жидкости глушения:







Объем жидкости, который равен объему скважины от забоя до башмака лифта:



Необходимое время осаждения:





Объем скважины:



После завершения работ в скважине необходимо произвести ее промывку, так как зачастую в стволе остаются песчаные пробки. Расчет будет произведен для прямой промывки.

Во-первых, определим скорость нисходящего потока воды по соответствующему графику:

;

;

;

.

После необходимо определить потери напора при различных скоростях по следующей формуле:

, (3.1.9)

где,

- коэффициент гидравлического трения ( =0,035);









После также по графику необходимо определить скорости восходящего потока:

;

;

;

.

Также необходимо определить потери на трение при движении жидкости в затрубном пространстве:

, (3.1.10)

где,

- коэффициент, учитывающий повышение потерь в следствие выноса песка ( =1,2).









После необходимо найти потери напора на уравновешивание столбов жидкoсти:

, (3.1.11)

где,

- пористость песчаной пробки ( =0,3);

- высота пробки, м ( =14 м);

- плотность песка, кг/м³ ( =2600 кг/м³);

- скорость свободного осаждения песчинок в жидкости, м/с ( =0,095 м/с).









После вычисляются потери напора в шланге и вертлюге:

;

;

;

.

Также потери на трение от насоса до шланга:









Определение давления на выкиде насоса происходит следующим образом:

(3.1.12)








Следующим шагом станет определение забойных давлений:

, (3.1.13)







.

Вычисление мощности, необходимой для промывания песчаной пробки следующим образом:

, (3.1.14)

где,

- общий КПД ( =0,8).









Насосный агрегат ЦА-320 обладает мощностью равной 92 кВт, поэтому следующие расчеты могут быть произведены только для трех скоростей.

Коэффициент использования мощности от максимальной мощности:

(3.1.15)



;

.

Определим скорость подъема песка:

(3.1.16)



;

.

Также необходимо вычислить время подъема песка:

(3.1.17)



.

.

Последним шагом служит определение размывающей силы жидкости:

(3.1.18)



;

.

Последним шагом заключительных работ является освоение скважины 27020 залежи №8 Ромашкиснкого месторождения.

Допустимая депрессия:

, (3.1.19)



Также определяется конечный уровень жидкости:

(3.1.20)



После вычисляется объем жидкости, который необходимо отобрать при свабировании:

, (3.1.21)



Объем погруженного геофизического кабеля:

, (3.1.22)

где,

- глубина погружения сваба, м ( = 100-300 м);

- диаметр кабеля, м ( = 0,0125 м).



После определим объем жидкости над свабом следующим образом:

(3.1.23)



Также найдем число требуемых СПО:

(3.1.24)



Совокупное расстояние, которое проходит сваб:

, (3.1.25)

где,

- расстояние за первый цикл, м;

- расстояние за последний цикл, м;

- числовой коэффициент:

(3.1.26)

(3.1.27)









Производительность откачки:

, (3.1.28)

где,

- скорость спуска-подъема сваба, м/с ( = 1,22 м/с).



В конце необходимо найти продолжительность освоения путем сваба:

(3.1.29)



Цель расчета состояла в определении всех основных показателей необходимых для проектирования таких фундаментальных процессов в нефтедобыче как глушение, промывка и освоение скважины.