Анализ и исследование эффективности выполнения работ по строительству БС в условиях терригенных отложений девона. диплом. Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

• Название: Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
• Анкор: Анализ и исследование эффективности выполнения работ по строительству БС в условиях терригенных отложений девона
• Дата: 22.06.2022
• Размер: 0.62 Mb.
• Имя файла: диплом.docx
• Тип: Анализ; #609254
• страница: 2 из 13

СОДЕРЖАНИЕ

3.3 Расчет технологической эффективности БС по изменению коэффициента продуктивности на скважинах 81

5 РАЗДЕЛ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНЫ ТРУДА 103

5.1 Основные опасные и вредные факторы при разработке нефтяных и газовых месторождений 103

5.2 Промышленная безопасность и охрана труда при проведении БС 109

5.3 Требования охраны недр и окружающей среды при разработке нефтяных и газовых месторождений 117

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВКР 122

ВВЕДЕНИЕ

Значимыми проблемами разработки нефтяных месторождений являются повышение обводненности продукции скважин при непрерывно падающей добыче, износ промыслового оборудования и увеличение доли скважин, находящихся в простаивающем фонде. Главной задачей нефтегазодобывающей отрасли является снижение темпов падения и поддержания добычи углеводородного сырья, так как большинство месторождений обладают значительными объемами остаточных запасов нефти. Наиболее актуальным и перспективным способом повышения нефтедобычи, вовлечение недренируемых зон с целью интенсификации системы разработки является зарезка и бурение боковых стволов с различными траекториями по пласту.

Реализация этого метода имеет технико-экономические преимущества по сравнению с бурением новых скважин, как за счет меньшей стоимости буровых работ, так и возможности более полного использования имеющейся инфраструктуры на месторождении.

Задачами выпускной квалификационной работы являются обзор научно-технической литературы посвященной эффективности строительству боковых стволов, характеристика и анализ текущего состояния разработки месторождения, техники и технологии строительства боковых стволов, характеристика конструкций скважин с БС, последовательность выполнения работ по строительству БС, характеристика особенностей конструкций скважин с БС, анализ эффективности восстановления скважин из бездействия методом зарезки вторых стволов, анализ параметров эксплуатации скважин, подбор скважин-кандидатов для дальнейшей реализации технологии на скважинах терригенных отложений девона, подведение итогов строительства БС.

Актуальность для обьекта в настоящее время присутствует в связи с увеличением % обводненности скважин, а также с большой долей простаивающих скважин, есть необходимость в строительстве боковых стволов.

1 ОБЗОР НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ПО эффективности строительства бс при разработке месторождений

Большинство месторождений мира вступило на позднюю стадию разработки, сопровождающуюся значительной выработкой запасов, ухудшением их структуры, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов, обводненности, тем самым увеличивая простаивающий фонд, по причине ухудшения технико-экономических показателей работы скважин. Бурение новых скважин в таких условиях приводит к необоснованным затратам, а дальнейшая разработка месторождений становится нерентабельной. Актуальной задачей является восстановление работоспособности старого эксплуатационного фонда путем бурения боковых стволов (БС).

К карбонатным отложениям месторождений ООО «Лукойл-Пермь» приурочено до 62 % остаточных извлекаемых запасов. На Бугровском месторождении на турнейский ярус в промежуток времени с 2007 по 2012 годы было пробурено 42 боковых ствола [1]. Данной технологии подверглись скважины бездействующего фонда, что способствовало вовлечению недренируемых участков пласта, сокращению срока разработки, повышению добычи нефти более чем в 2 раза.

Результаты бурения боковых стволов на пяти скважинах турнейского объекта Чернушинского нефтяного месторождения Пермского края показали малую успешность по причинам: низких коллекторских свойств отложений, снижения пластового давления в зонах отбора в связи с отсутствием влияния закачки, обводненности продукции, что обусловлено перетоками воды из вышележащего визейского пласта в связи с малой толщиной глинистой перемычки между пластами [2]. Авторами работы даны рекомендации по пересмотру места бурения БС.

Набирает актуальность бурение БС на морском шельфе в целях восстановления бездействующего фонда, описанное в работе Стешина Б.М. [3]. На месторождениях шельфа Вьетнама на 2007 год бездействующий фонд составил 20%. Возможности гидротехнических сооружений ограничены и не позволяют извлекать остаточные запасы в полной мере, строительство новых скважин является дорогостоящим и нецелесообразным. Поэтому технология строительства второго ствола является наиболее рациональной.

На Харвутинской площади Ямбургского месторождения Ямало-Ненецкого автономного округа, для восстановления из бездействия, в качестве скважины кандидата для бурения бокового ствола с горизонтальным окончанием была выбрана скважина 9262, отключенная в 2009 г. по причине низкого дебита [4]. Планируется проведение ствола длиной 300 м по газонасыщенному участку пласта ПК₁ с повышенными фильтрационно-емкостными свойствами с отклонением от устья 300 м. Газонасыщенная толщина пласта составляет 14 м с пористостью 30 процентов и газонасыщенностью 65 процентов. Данная технология позволит ввести ранее не задействованные участки пласта, так как увеличится коэффициент охвата, что в свою очередь приведет к увеличению добычи углеводородов.

Смирновым В.Л. в статье [5] были освещены перспективы применения боковых стволов на скважинах Восточно-Елового, Восточно-Сургутского, Западно-Сургутского, Сарымо-Русскинского, Конитлорского, Федоровского и Дунаевского месторождениий Западной Сибири. Применение геонавигационных телеметрических систем малого диаметра позволили проводить ориентируемое, направленное бурение согласно проектным профилям, а также осуществлять каротаж в процессе бурения с определением литологии. Актуальными направлениями развития являются: зарезка нескольких БС, позволяющих снизить затраты на строительство новых скважин; зарезка разветвленных БС на горизонты различной толщины; зарезка БС на депрессии для обеспечения безаварийного проведения ГС на баженовскую свиту; увеличение доли БС с предварительной проводкой пилотного ствола в целях максимально эффективного и точного направления ствола.
Павельевой О.Н. в статье [6] освещены следующие проблемы в процессе бурения БС. Одной из основных является риск расхождения между фактическими и рассчитываемыми данными скважины, проявления пластовых флюидов в процессе бурения, сложные конструкции профилей стволов. Поэтому является актуальным вопрос оценки состояния скважины перед началом бурения, предварительного проектирования ствола, правильного выбора бурового раствора.

В целях наиболее эффективного процесса проектирования профиля и бурения БС в Азербайджанской Государственной Академии было создано программное обеспечение, исходными данными для расчёта которой служат: информация о геологическом строении пласта, наличие ВНК и глубина его залегания, проектный азимут ствола, данные о точке начала горизонтального участка и длина наклонно направленного интервала [7]. Применение предложенного программного обеспечения позволит сократить время, затрачиваемое на проектирование отдельных этапов проводки скважин.

Подбор скважин-кандидатов для проектирования строительства боковых стволов является важнейшей задачей. Устькачкинцев Е.Н. в своей работе [8] предложил регрессионную модель прогнозирования и изучения влияния на успешность зарезки БС таких параметров как: геолого-физические, технологические, параметры строительства (тип контакта цементного камня с колонной и ГП). В результате анализа было выявлено, что на успешность зарезки БС наибольшее влияние оказывают расстояние от перфорационных каналов до ВПК, плотность пластовой нефти и проницаемость, расчлененность, а также качество крепления бокового и основного стволов обуславливают выбор скважин-кандидатов. Креплению хвостовиков БС должно быть уделено особое внимание.

Апасовым Т.К., в статье [9] приведен анализ эффективности зарезки бокового ствола с вертикальным окончанием на скважине №3 Южно-Охтеурского месторождения Томской области по пласту ЮВ1(9) с целью извлечения остаточных запасов. Далее скважина ввелась в эксплуатацию с применением электроцентробежного насоса. Опытно-промышленные испытания показали высокую эффективность, дебиты нефти достигли планируемых показателей 22 т/сут, обводненность составила 45%. Технология рекомендуема для дальнейшего внедрения на скважинах данного месторождения.

Апасов Г.Т. и Лагутин Я.Н. в своей работе [10] провели анализ эффективности строительства 36 скважин с боковыми горизонтальными стволами Верхнеколик-Еганского месторождения Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, 23 из которых пробурено на пласт ЮВ1. Длина горизонтального участка стволов по продуктивному пласту составляет 200-300 м. По скважине №1039 в течение 11 месяцев наблюдалось снижение дебита нефти с 56 до 16 т/сут, падение дебита жидкости с 60 до 20 м³/сут, рост обводненности с 8 до 20 процентов. По скважине №1040 за 17 месяцев произошло снижение дебита нефти с 81 до 9 т/сут, падение дебита жидкости с 85 до 32 м3/сут, рост обводненности с 5 до 70 процентов. В целом высокие показатели анализируемых скважин подтверждают эффективность выбранной технологии.

Токаревой Т.В. в своей работе [11] рассмотрен опыт эксплуатации боковых стволов на терригенные толщи девона (ТТД) и нижнего карбона (ТТНК) Республики Башкортостан: на Туймазинском месторождении 18 БС на ТТНК и 103 на ТТД, на Арланском - 86 БС на ТТНК, на Ардатовском - 7 БС на ТТНК, на Серафимском - 1 БС на ТТД, на Уршакском – 13 БС на ТТД, на Алкинском – 6 БС на ТТД. По результатам анализа было выявлено, что для длительной эксплуатации применимы БС на ТТНК, так как выявлено, что уровень добычи нефти на ТТНК Арланского, Туймазинского и Ардатовского месторождений характеризуется высокими темпами в первые и устойчивыми в последующие годы и происходит плавный рост обводнения. Наблюдалась динамика снижения добычи по девонским отложениям, так как нефти являются легкими, маловязкими, с высокой газонасыщенностью, и к 5 году эксплуатации обводненность достигала 90 процентов. Следовательно, для более быстрого извлечения остаточной нефти рекомендуется БС на ТТД.

На дату 01.07.2009 на пласт D_II Туймазинского месторождения Республики Башкортостан пробурен 61 боковой ствол, из них 49 находилось в эксплуатации [12]. Накопленная добыча нефти в результате данной технологии составила 235,1 тыс. т, а удельная технологическая эффективность 4,8 тыс.т/скв. Токаревой Т.В. предложена методика геолого-промыслового обоснования перспективных участков для зарезки БС: подбор участка с учетом геологической неоднородности, оценка энергетического состояния пласта и его влияние на формирование застойных зон, подсчет геологических и извлекаемых запасов нефти объемным методом по значению ВНК, прогноз потенциальных дебитов жидкости.

На начало 2001 года на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» Западной Сибири пробурены боковые стволы в 101 скважине на продуктивные пласты ЮС₂, ЮС₁, ЮС₀ , описанные Медведевым Н.Я. в статье [13]. Отход забоя бокового ствола от основного достигает до 550 метров, длина горизонтального участка от 48 до 256 м. Средний дебит нефти по всем месторождениям составил 9,9 т/сут. В результате эксплуатации дополнительная добыча нефти получена в результате повышения нефтеотдачи пластов, подключения застойных зон, и составила 276,81 тыс.т.

По результатам оценки эффективности строительства 10 скважин четырех месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» Западной Сибири пробуренные на пласты ЮС₁-ЮС₂, БС₁₀, БС_16-17 и БС_18-20, описанные в статье [14] Лешковичем С.В., проектные показатели по дебитам и по накопленной добыче превышают фактические. Длина открытого ствола, траектория некоторых БС также отличается от проектного (длина расчетного составляла 250 м, в действительности изменяется от 287 до 410 м). Причиной этому явились несоответствие информации о пласте реальным условиям, смещение направления и конструкции скважин.

В статье Р.В. Вайсбека [15] дан анализ низкой успешности бурения БС на Лянторском месторождении Западной Сибири. Автором выделен недостаточно тщательный подбор скважин-кандидатов, несоответствующее определение способа и интервала вскрытия. Слоистая неоднородность пластов АС₉-АС₁₁, пониженное пластовое давление, низкая проницаемость послужили причиной малой продуктивности боковых стволов. Поэтому для данного месторождения сформулированы условия для успешного выбора скважин для зарезки БС: средний дебит нефти должен составлять не менее 6 т/сут, обводненность не более 90%, проницаемость пласта до 0,7 мкм² и расчлененность до 8.

На газонефтяных залежах ОАО «Сургутнефтегаз» Западной Сибири 130 скважин эксплуатируется с БС, из которых 110 принадлежат Лянторскому месторождению [16]. Из этих скважин 73 имеют наклонно направленный БС, 31 – пологий, 25 – горизонтальный и одна скважина с двумя боковыми стволами с горизонтальным окончанием. Применение БС оказало стимулирующее влияние на окружающие добывающие скважины, в результате чего на 03.2002 дополнительно было добыто 180,3 тыс.т нефти. При слабой рассеянности запасов наиболее экономически эффективной является горизонтальная, а при высокой рассеянности - наклонно направленная проходка по пласту.

Карандей А.Л. в своей работе [17] сделал вывод, что дополнительная добыча нефти на Курраганском месторождении Ханты-Мансийского автономного округа за счет бурения на шести скважинах БС и БГС составляет 25,4 процента. На июль 2006 года дополнительно было добыто 30 тыс. тонн нефти. Бурение боковых стволов осуществлялось в пластах ЮВ₁^1а васьюганской свиты, Ач₁¹ и БВ₈^1а мегионской свиты юрского и мелового возраста с ухудшенными ФЕС или в преждевременно обводнившихся скважинах. Не предоставляется возможным утверждать о перспективности дальнейшего применения технологии, так как подрядной организацией были допущены ошибки при строительстве стволов.

В работе [18], автором которой является О.А. Волкова, проведен анализ работы боковых стволов Павловского месторождения Пермского края с 2007-2010 г., из которых 17 скважин пробурено из-за низкой продуктивности, 13 – из-за обводненности, 54 – одновременно по двум этим причинам. Все боковые стволы были пробурены в зонах турнейской залежи с большой долей остаточных запасов (41%). Все проекты оказались рентабельны, суммарные запасы составили 103,78 тыс.т стоимостью 4626 тыс. долларов. Полученная дополнительная прибыль по сравнению с вертикальными стволами составила 2465 тыс. долларов.

В результате проведенного Д.И. Ганиевым [19] анализа работы боковых стволов, пробуренных на площадях Ново-Елховского месторождения НГДУ «Елховнефть», наблюдается положительный эффект в виде дополнительной добычи нефти: по скважинам Акташской площади за 12 месяцев после внедрения БС – 2329,38 т, по Ново-Елховской площади – 1934,33 т. Но прирост коэффициента продуктивности наблюдается только на 50 процентов скважин с технологией БС. По сравнительному анализу изменения ФЕС пластов было выявлено, что на обеих площадях наблюдается увеличение ФЕС, но на Акташской в большей степени, чем на Ново-Елховской.

Строительство БС и БГС на отложения бобриковского горизонта Лениногорской площади Ромашкинского месторождения Республики Татарстан проведены на 33 скважины, эксплуатирующие водонефтяные зоны залежей, находившихся в категории нерентабельности. Согласно статье Г.Р. Сулейманова и А.П. Чижова [20], дебиты нефти по данным скважинам увеличились, а обводненность снизилась. В результате применения данной технологии дополнительно было добыто 28 тыс. т. нефти за счет вовлечения в разработку остаточных запасов застойных зон, а коэффициенты продуктивности увеличились в 3-6 раз по сравнению со значениями основных стволов. По причине неучета величины и местоположения остаточных запасов и не правильного выбора направления бурения, один проведенный ствол попал в заводненную зону.

Внедрение в пласт боковых ответвлений на Березовской площади начаты в декабре 1996 года и были проведены на 13 скважинах [21]. В результате было дополнительно извлечено 96,2 тыс. т. или примерно 7,4 тыс. т. нефти на скважину. Причинами зарезки БС явились: восстановление работоспособности скважин, находящихся в бездействии по причине аварийного состояния забоя или нарушения эксплуатационной колонны. По итогам оценки показателей разработки применяемый метод оказался высокоэффективным (более 70 процентов).

Я.В. Лягаев в работе [22] уделяет внимание исключению бурения боковых стволов по S-образному профилю и траектории «под себя» как аварийно-опасным, по причине вероятности пересечения материнского ствола. Так, на скважинах 7094 Тевлинско-Русскинского месторождения и скважинах 202 и 210 Курраганского месторожения ОАО «Когалымнефтепрогресс» в Западной Сибири из-за S-образной траектории бурение на терригенный коллектор меловых и юрских отложений шло с осложнениями, которые привели к аварийным ситуациям и увеличению времени строительства скважин.

К недостаткам эксплуатирования скважин с боковыми стволами относят малый диаметр и значительная интенсивность набора кривизны. При увеличении кривизны до 6° и длине оборудования 400 см диаметр насосного оборудования должен уменьшиться до 81,1 мм. Данные условия позволили разработать в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина струйные насосы диаметром 50 мм и длиной 850 мм, которые можно эксплуатировать в боковых стволах малого диаметра и горизонтальных скважинах [23]. При этом производительность данных насосов составляет 10-100 м³/сут и выше. Опытно-промышленная эксплуатация данного насоса доказала возможность её эксплуатации с темпами набора кривизны до 22° на 10 м, при этом были достигнуты расчетные значения забойного давления и дебита.

На Западно-Солкинском месторождении Ханты-Мансийского автономного округа с 2003-2012 года проводилась зарезка 13 боковых стволов на пласты АС₈-АС₁₀ [24]. После проведенного мероприятия дебит нефти увеличился в 24 раза и составил 54,6 т/сут, а дебит жидкости в 2,5 раза и составил 159,9 т/сут. Наблюдалось увеличение обводненности по всем скважинам (56,7-95,1%), что обусловлено близостью подошвенных вод и возможностью быстрого конусообразования.

На Самотлорском месторождении Западной Сибири в период с 2009 по 2013 года было проведено 1132 скважино-операции по зарезке боковых стволов на пласты