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.
|
 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
Продолжение таблицы 2.2.1
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
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
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
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
Продолжение таблицы 2.2.5
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. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||