Главная страница

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


Скачать 0.62 Mb.
НазваниеГосударственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
АнкорАнализ и исследование эффективности выполнения работ по строительству БС в условиях терригенных отложений девона
Дата22.06.2022
Размер0.62 Mb.
Формат файлаdocx
Имя файладиплом.docx
ТипАнализ
#609254
страница4 из 13
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   13


Рисунок 2.1.1 – Технологические показатели разработки Западно-Сотниковского месторождения с 1998 по 2020 гг.

Как видно по рисунку 2.1.1 с начало ввода месторождения в эксплуатацию добыча нефти неуклонно росла вплоть до 2002 года и достигла максимального значения в 45,2 тыс.тонн за всю историю разработки. Это связано с высоким пластовым давлением в 18,3 МПа и вовлечением новых добывающих скважин в работу, выводом пробуренных добывающих скважин из резерва. Начиная с 2004 года добыча нефти падает до 36,9 тыс.тонн в год. За 2020 год на месторождении было добыто 22,9 тыс.тонн нефти. Это на 0,44 % меньше в сравнении с прошлым годом. Имеется тенденция к плавному снижению годовой добычи нефти в дальнейшем.

Все объекты Западно-Сотниковского месторождения разрабатываются с помощью искусственного ППД. Реализованы площадные системы заводнения. Основным агентом закачки является пресная вода. Максимум объем закачки достигнут в 2005 году и составил 74 тыс.м3. С 2005 года объемы закачки воды стали снижаться, так было принято решение об использовании третичных МУН. На 2020 год равняется 66,8 тыс.м3.

В 2001 году добыча жидкости была 84,2 тыс.т. В 4 квартале 2003 года целью АО «Булгарнефть» стало снижение добычи жидкости с применением методов ограничения водопритока и уже с 2004 года добыча жидкости снизилась до 32,1 тыс.т. За 2020 год добыча жидкости составила 32,7 тыс.т.



Рисунок 2.1.2 – Технологические показатели разработки Западно-Сотниковского месторождения с 1998 по 2020 гг.

По состоянию на 01.01.2021 г. по кыновскому-пашийскому обьекту среднее пластовое давление в зоне отбора составляет 15,1 Мпа что ниже первоначального на 3,6 Мпа. Среднесуточный дебит добывающих скважин Западно-Сотниковского месторождения за 2020 г. составил: по жидкости 28,7т/сут, а нефти – 5,5 т/сут.

Рисунок 2.1.3 – Динамика накопленных показателей разработки Западно-Сотниковского месторождения

Накопленная добыча нефти на 01.01.2021 г. составила 659 тыс.т., жидкости – 792,4 тыс.т., а объем закачиваемой воды – 1366,2 тыс.м3.

Рисунок 2.1.4 – Динамика компенсации отбора закачкой Западно-Сотниковского месторождения

Компенсация отбора закачкой на Западно-Сотниковском месторождении составила в 2020 г. – 85 %, а накопленная компенсация – 82 %.



Рисунок 2.1.5 – Динамика коэффициента извлечения нефти Западно-Сотниковского месторождения

Коэффициент извлечения нефти на Западно-Сотниковском месторождении постепенно возрастает, на 01.01.2019 год составил 0,49 д.ед.

За период 1998-2020 годы в целом из залежей месторождения с начала разработки добыто 659 тыс.т нефти или 64,3 % от НИЗ, жидкости –792,4 тыс.т. Текущий КИН составил 0,49. Накопленная закачка – 1366,2 тыс.м3, накопленная компенсация отборов закачкой – 82 %. Средний отбор нефти на одну скважину - 29,98 тыс.т, жидкости - 143,4 тыс.т. За 2020 год добыто: 22,9 тыс.т нефти (2,2% от НИЗ), 32,7 тыс.т жидкости. Средняя обводненность составила 51,8%. Средний дебит скважин по нефти составил - 5,5 т/сут, по жидкости - 28,7 т/сут.

С начала разработки Западно-Сотниковского месторождения прошло уже 22 года, с каждым годом добыча нефти неуклонно снижается. Обводненность на площади постепенно возрастает, за 2020 год составила 51,8%. С учетом вышеизложенного, отметим, что на II стадии разработки основная задача заключается в поддержании добычи нефти на прежнем уровне. Добывающий фонд скважин считается среднедебитным, а также обводненным.
2.2 Характеристика техники и технологии строительства БС

Строительство боковых позволяет восстановить обводненный, малодебитный, нерентабельный, аварийный фонд скважин.

Cтроительство боковых стволов из эксплуатационной колонны может осуществляться в зависимости от конструкций и проектной глубины скважины, с помощью стационарной буровой установки, а также может осуществляться при помощи передвижных установок грузоподьемностью не менее 60 тонн, с целью сокращения времени на монтаж, демонтаж и транспортировку например, А 60/80, АРБ-100, БР-125, КОРО-80, МБУ-60/80 ВС (Россия), также могут использоваться установки зарубежные, отличающаяся более высокой стоимостью в сравнении с отечественными.[34]

Таблица 2.2.1 – Характеристики передвижных буровых установок

Параметры

Тип установки

АР-60

А60/80

АРБ-100

БР-125

1

2

3

4

5

Грузоподьемность на крюке, кН:

номинальная

максимальная


-

600


600

800


-

1000


750

900

Наибольшая глубина скважин, м:

При бурении:

бурильные трубы диаметром 114 мм

бурильные трубы диаметром 89 мм

при ремонте и освоении:

трубы диаметром 89 мм

трубы диаметром 73 мм



2000

2500
3500

5000



2000

2500
3500

5000



2500

3500
5000

8000



-

2500
-

6400

Диапазон скоростей подъема крюка, м/с

0,19-1,6

0,13-1,6

0,15-1,44

0,1-1,54

Суммарная мощность привода основных механизмов установки, кВт:

буровой лебедки

ротора

буровых насосов



220
220

160

220

220
220

160

220

330
320

130

220


500
302

170

470

Продолжение таблицы 2.2.1

1

2

3

4

5

Высота мачты от земли до оси кронблока, м

22

22,4

30

39

Длина свечи, м

16

16

16

16-21

Монтажная база

КрАЗ-65101

БАЗ-69507

БАЗ-69507

Шасси МЗКТ-79191

Оборудование буровых установок и их программное обеспечение отличается высоким качеством изготовления, достаточно долговечно и имеет высокую точность измерения.

КБК при забуривании БС включает трехшарошечное долото диаметром 124, 144 мм, калибратор, винтовой забойный двигатель-отклонитель с углом искривления переводника 1°30’ - 3°, диаметром 85, 105, 106, 127 мм, легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) диаметром 73, 90, 103 мм длиной 9-12 метров, стальные бурильные трубы диаметром 73, 89, 102 мм, утяжеленные бурильные трубы диаметром 108 и 120 мм, толстостенные бурильные трубы 81 и 102 мм диаметром. УБТ и ТБТ служат для создания дополнительной осевой нагрузки, при большом наклоне ствола скважины между КНБК и ТБТ включают СБТ и ЛБТ.

Таблица 2.2.2 – Характеристика элементов бурильной колонны при строительстве боковых стволов

Наименование

Условный диаметр эксплуатационной колонны, мм

140

146

168

178

Стальные бурильные трубы (СБТ)

ТБПН 73×9,2

(ТБКБК 89×8)

ТБКБК 89×8

(ТБПН 73×9,2)

Утяжеленные бурильные трубы (УБТ)

УБТ 108×56

УБТ 120×57

(УБТ 108×56)

Яссы

В соответствие типоразмеру УБТ

Толстостенные бурильные трубы (ТБТ)

ТБТ 81×14,6

ТБТ 102×18,26

Легкосплавленные бурильные трубы (ЛБТ)

ЛБТПН 90×9П

ЛБТПН 103×11

В соответствии с горно-геологическими условиями применяются такие виды буровых растворов как: глино-меловой, полимерный, полимерно-глинистый, полимерно-солевой, биополимерный. Буровые растворы со свойствами ингибирования следует применять с целью замедления процесса набухания и разупрочнения терригенных пород. После окончания бурения проводится геофизические исследования открытого ствола.

Клин-отклонитель предназначен для обеспечения необходимого отклонения вырезающих фрез или фрезеров-райберов от оси основного ствола скважины при прорезании «окна» в эксплуатационной колонне, для отклонения режущего и бурильного инструмента при бурении дополнительного ствола скважины.

Конструкция клина-отклонителя предполагает опору на забой (цементный мост или пакер-пробку). Используется совместно с фрезой стартово-оконной ФСО и арбузообразной фрезой ФА, что позволяет проводить операцию по спуску, установке клина-отклонителя и прорезанию «окна» в обсадной колонне за одну спуско-подъёмную операцию. Имеет следующие технические характеристики указанные в таблице 2.2.3

Таблица 2.2.3 – Характеристики клина-отклонителя применяемого при строительстве боковых стволов для обсадных колонн диаметром 146-168 мм

Шифр

Диаметр клина, мм

Длина, мм

Угол наклона, град

Масса, кг

Форма клина

ОП-168

136

6000

1,5

490

Плоский

ОТЗ-115-1

115

5865

2,5

315

Желобчатый

ОТЗ-134-1

134

6140

2,5

416

Желобчатый

ОЗС1-168

136

4900

2,5

-

Желобчатый

Клин-отклонитель является извлекаемым и после комплекса мероприятий по вырезанию «окна» и бурения бокового ствола скважины извлекается из скважины при помощи крюка ловильного КЛ или колокола ловильного ЛК.

При ликвидации аварий в скважинах значительный объем работ занимает фрезерование аварийных металлических предметов и разбуривание цемента

Фрезерование - наиболее распространенный и повсеместно приме-няемый в практике восстановления аварийных скважин способ, основанный на резании металлов с помощью различных устройств.

Прорезание и создание щелевидного «окна» в обсадной колонне осуществляется с помощью фрезеров-райберов различной конструкции в сочетании с клиновым отклоняющим устройством изготовляемые в НПО «Буровая техника», «Буртехмаш», «Бигтехника» и других производителей.

Таблица 2.2.4 – Характеристика фрезеров-райберов применяемых для строительства боковых стволов

Тип

Основные размеры, мм

Масса, кг

Диаметр конуса

Общая длина

начальный

конечный

ФРС-168-1

130

50,0

380

26,0

РПМ-168

143

79,6

404

38,5

ФРЛ-143

143

-

1000

85,0

РК-118

118

-

593

47,0

Фрезеры и райберы относятся к специальному породораз-рушительному инструменту (ПРИ) для вращательного бурения наряду с долотами, расширителями и другими инструментами.

УВУ или устройство вырезающее универсальное представляет собой устройство с раздвижными резцами, работающее за счет перепада давления бурового раствора или технической воды, прокачиваемых через него, и вращения бурильной колонны или винтового забойного двигателя. Центрирование УВУ осуществляется тремя направляющими, расположенными в пазах корпуса и застопоренными кольцом.

УВУ опускают на бурильных трубах в скважину до интервала вырезания обсадной колонны. После этого включают ротор, а за тем буровой насос.

Таблица 2.2.5 – Характеристики УВУ применяемого при строительстве боковых стволов

Параметр

Шифр вырезающего устройства

УВ-114

УВУ-168

УВУ-178

УВУ-219

1

2

3

4

5

Продолжение таблицы 2.2.5

1

2

3

4

5

Диаметр вырезаемой обсадной колонны, мм


140,146


168


178


219

Диаметр корпуса, мм

114

138

148

190

Диаметр по раскрытым резцам, мм


175


212


220


265

Количество резцов, шт.

5

5

5

5

Длина, мм

1955

1916

1916

1916

Расход промывочной жидкости, л/с


10-16


10-16


10-16


10-16

Такие устройства предназначены для вырезания по всему сечению участков обсадных колонн с целью забуривания БС. Первые отечественные образцы вырезающих устройств разработаны конструкторами ВНИИБТ.

Рассмотрим существующие технологические особенности способов забуривания БС.

1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   13


написать администратору сайта