Зарезка бокового ствола. Магистерская диссертация тема работы Зарезка бокового ствола как метод интенсификации добычи нефти на Лугинецком
 Скачать 1.77 Mb.
|
|
Выводы В данном разделе был представлен анализ вредных и опасных производственных факторов, способных нанести вред здоровью рабочей бригады ЗБС, экологические факторы воздействия, требования к безопасности в чрезвычайных ситуациях, а также рассмотрены основные правовые и организационные вопросы повышения безопасности рабочих в условиях проведения зарезки боковых стволов. Так же рассмотрены основные методы воздействия на человека различных факторов и предельно допустимые концентрации вредных веществ, уровня шума и т.д. С целью предотвращения негативного воздействия на рабочих, был рассмотрен перечень СИЗ для каждого приведенного в работе фактора. Данные нормы и правила помогают обезопасить производственный процесс, снизить риски, связанные с угрозой жизни людей, а так же учесть перед началом выполнения работ, все факторы, которые могут воозникнуть при проведении данной операции. 60 Заключение С целью оценки эффективности применения ЗБС для выработки остаточных запасов нефти из труднодоступных участков на Лугинцеком нефтегазоконденсатном месторождении, была проведена оценка текущего состояния разработки, которая показала неудовлетворительный результат из-за низкого темпа выработки запасов и соответственно малого значения коэффициента извлечения нефти для пласта Ю 1 0-2 , который составляет на данный момент 0,081. Для решения данной проблемы, автором были выявлены краевые труднодоступные участки Лугинецкого НГКМ с потенциальными остаточными запасами не менее 0,15 от начальных извлекаемых запасов (для скважин №55 и №1324 потенциальные извлекаемые запасы составили 17 и 13 тыс т соответственно). Далее, на основании исходных данных, взятых из ПДГТМ, в настоящем времени действующей на производстве, был составлен прогноз основных технологических параметров работы скважины в режиме добычи на 5 лет. Оценка эффективности применения зарезки бокового ствола на Лугинецком месторождении показала следующие результаты: Метод ЗБС на скважине №1324 показал себя эффективным с технологической и экономической точки зрения. Метод ЗБС на скважине №55 показал себя эффективным с технологической и экономической точки зрения. Наиболее выгодным и перспективным показал себя вариант с ЗБС на скважине №55, так как накопленная добыча через 5 лет составит 17,5 тыс.т., по сравнению со скважиной №1324, накопленная добыча которой составит за тот же период 11,2 тыс т. Чистая прибыль от реализации ЗБС на скважинах №55 и №1324 составит 301,85 и 167,1 млн руб. соотвественно. 61 Список публикаций студента 1. Коновалов А.А. “Анализ эффективности применения технологии бинарных смесей для разработки трудноизвлекаемых запасов на месторождениях Западной Сибири”, XXIII Международный симпозиум студентов, аспирантов и молодых ученых имени академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр»,2019 г. 2. Коновалов А.А., Дудин Е.Ю./ “Анализ эффективности применения технологии бинарных смесей для разработки трудноизвлекаемых запасов на месторождениях Западной Сибири”, VIII Международная молодежная научная конференция “Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса”, 2018 г. 3. Ахмадулин Р.Р., Коновалов А.А. / ” Анализ эффективности абсорбционной осушки газа различными абсорбентами. Расчет тарельчатого абсорбера” / Проблемы геологии и освоения недр: труды XXII Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых. Том 2. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2018. – С.646-648 62 Список литературы 1. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России/ Абдулмазитов Р.Д., Баймухаметов К.С., Викторин В.Д. и др. Издание в 2 т./под ред. В.Е. Гавуры. – М.: ВНИИОЭНГ, 1996. – Т. 1. – 280 с. 2. Политика ОАО «НК «Роснефть» «В области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды» №П4-05 версия 3.00, введенная распоряжением ОАО «Томскнефть» ВНК от 24.02.2009 №042. 3. Положение ОАО «Томскнефть» ВНК «Основные принципы деятельности ОАО «Томскнефть» ВНК в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды» №П3-05 Р-0013 ЮЛ-098, утвержденное и введенное в действие распоряжением ОАО «Томскнефть» ВНК от 08.07.2014 №284. 4. Разработка нефтяных месторождений, бурение скважин с боковыми и горизонтальными стволами/ И.А. Прокопенко, М.Н. Прокопенко / Академический журнал Западной Сибири №6, 2018 – Т-14. – 77 с. 5. Стандарт ОАО «Томскнефть» ВНК «Интегрированная система управления промышленной безопасностью, охраной труда и окружающей среды» №П3-05 С-0009 ЮЛ-098, утвержденный и введенный в действие распоряжением ОАО «Томскнефть» ВНК от 14.08.2014 №356. 6. Бурение боковых стволов как метод повышения нефтеотдачи пласта в нефтяных скважинах/ Павельева О.Н., Басов А.О., Павельева Ю.Н. Издание в 5 т./ под общ. Ред. д-ра техн. наук, проф. О.В. Савенок – Краснодар: Издательский Дом –Юг, 2017 – Т. 3 – 318 с. 7. Опыт применения и перспективы бурения боковых стволов на объекте ЮС 2 1 Руссинского месторождения/ С.Л. Орловский/ ГАНУ “Институт стратегических исследований РБ”, 2017 – с 68-71 8. Тюкавкина О. В. К вопросу изучения геолого-промысловых параметров юрских коллекторов Федоровской вершины // Георесурсы. 2012. № 6 (48). с. 16–19. 63 9. Тюкавкина О. В. Литолого-петрографические характеристики сложнопостроенных коллекторов группы ЮС в зонах остаточных запасов // Геология, география и глобальная энергия. 2013. 1 (48). с. 23–32. 10. Тюкавкина О. В. Изучение геологических и геофизических параметров коллектора для построения модели // Отечественная геология. 2013. № 1. с.19– 23. 11. Тюкавкина О. В. Моделирование литологически сложнопостроенных зон нефтегазоносности// Технологии нефти и газа. 2013. № 6 (89). с. 42–47. 12. Тюкавкина О. В. Современные методы выявления зон сложнопостроенных коллекторов струдноизвлекаемыми запасами для принятия эффективных проектных решений // Изв. вузов. Горный журнал. 2013. № 8. с. 50–57. 13. Lushpeev V. A., Tyukavkina O. V., Vasyanovich M. V. Method of Determining the cause of Water Cut Wells // World Applied Sciences Journal. 2014. 29 (12). Р. 1645–1648. 14. Тюкавкина О. В. Принципы построения цифровых моделей для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки // Технологии нефти и газа. 2013. № 3(86). с. 40–45. 15. Tyukavkina O. V., Chernyshov A. I. The influence of lithologic and commercial reservoir qualities on the efficiency of hydraulic fracturing // The Recent Trends in Science and Technology Management. Held by SCIEURO in London, 9–10 May 2013. London, 2013. p. 224–231. 16. Тюкавкина О. В. Построение геологической модели юрских коллекторов на примере месторождений Быстринского вала // Изв. вузов. Горный журнал. 2013. № 1. с. 119–124. 17. Техника и технология проведения зарезки боковых стволов на месторождении Самотлор/ Савченко А.В., Березовский Д.А./ “Наука.Техника.Технологии (политехнический вестник)” №3 – 2018 г –с 97- 100. 64 18. Батурин А. Ю. Геолого-технологическое моделирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. – М: Изд. ВНИИОЭНГ, 2008 – 111 с. 19. Трудовой кодекс Российской Федерации от 30.12.2001 N 197-ФЗ (ред. от 27.12.2018) 20. ГОСТ 12.2.032-78 ССБТ. Рабочее место при выполнении работ сидя. Общие эргономические требования. 21. ГОСТ 12.2.033-78 ССБТ. Рабочее место при выполнении работ стоя. Общие эргономические требования. 22. ГОСТ 12.0.003-2015 ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация. 23. ГОСТ 12.1.003-2014 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности. 24. ГН 2.2.5.3532–18. Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны. 25. СП 12.13130.2009 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности. 26. ПБ-08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. 27. РД 153-39-023-97. Правила ведения ремонтных работ в скважинах. 28. Н.Ш. Хайретдинов, В.Е. Андреев, К.М. Федоров, Ю.А. Котенев. Прогнозирование методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов / Гилем.:Уфа, 1997 г. 29. Косентино Л. Системные подходы к изучению пластов. – М. Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2007. – 400 с. 30. Каневская Р. Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. – Москва Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. – 140 с. 31. Справочное руководство ECLIPSE 2012.2.–Schlumberger.– 2012.– 2771с. 65 32. Зарезка боковых стволов. Учебное пособие. ОАО «Самаранефтегаз», Самара 2007г. 33. Отчет по договору оказание услуг по выполнению программы экологического мониторинга и производственного аналитического контроля на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК в 2010 г. 34. Экологический паспорт природопользователя ОАО «Томскнефть» ВНК. (Томская область), ОАО «Томскнефть» ВНК, - Томск. – 2004. 35. G. Vortis. Special report. EOR continues to unlock oil resources.// Oil&Gas Journal, April 12, 2004, V. 102.14, p. 45-65 36. Конторович В.А. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности седловины между Каймысовским и Нижневартовским сводами. Отчет с/п 18,23/87-88. ТГТ, г Колпашево, 1988 г 37. Чернышов С.Е. Обоснование профиля дополнительного ствола скважины при строительстве в осложнённых условиях /С.Е. Чернышов, Т.Н. Крапивина, Н.И. Крысин //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008., - Л'« 8. - С. 45-48. 38. Чернышов С.Е. Совершенствование технологии вскрытия продуктивных пластов на депрессии /Т.Н. Крапивина, Н.И. Крысин, Т.И. Соболева, С.Е. Чернышов, А.П. Предеин //Научные исследования и инновации: научный журнал 2008. Т.2, № 4. - С. 89-92. 39. Бадьянов В.А. Методы прогнозирования коэффициентов охвата воздействием прерывистых пластов при разработке нефтяных месторождений // Нефть и газ Тюмени, вып. №9, 1971. 40. Медведский Р.И., Севастьянов А.А.. Оценка извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным. – С-Пб.: Недра, 2004. 66 Приложение А Раздел 1 Introduction Literature review Conclusion Студент: Группа ФИО Подпись Дата 2БМ7Т Коновалов Андрей Александрович Консультант – лингвист отделения (НОЦ) школы ИШПР Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата Ст. преподаватель Новикова В.С. 67 Introduction Luginetskoe oil and gas condensate field was discovered in 1996 by exploration well No. 152. The development of the field has been conducted since 1982 with the launch of exploration well No. 155, production drilling started in 1983. At the moment, the development of the field is carried out according to the project document “Addition to the technological scheme of development of the Luginetskoe oil and gas condensate field (JSC Tomskneft VNK)” (Rosnedra Protocol No. 5680 of 17.10.2013). The accumulated oil production as of 01.01.2016 is 18223 thousand tons, the selection from the BOTTOM – 40.6%. Actual oil production in 2015 amounted to 424.0 thousand tons, which is lower than the design value by 48.7 thousand tons (10.3%). The presented data on the state of development of the Luginetskoe oil and gas condensate field indicate an unsatisfactory state of development. In accordance with the above indicators, a design decision was made to withdraw wells from inactivity and extract residual oil reserves at the field. One of the most effective and common methods of reworking of residual reserves is the restoration of marginal and emergency wells by cutting side shafts into adjacent interlayers. Sidetracking is the most optimal, from an economic and technological point of view, technology that allows to enter into the development of previously untreated interlayers and hard-to-recover hydrocarbon reserves that could not be involved in the development of other methods. Thus, with the help of this technology, it will be possible to increase oil production and the coefficient of oil extraction from the reservoirs. The use of sidetracking is particularly relevant in this field, as there is a significant part of the inactive well stock for reasons of high water cut, increased gas factor or on the verge of profitability due to low flow rate. This technique allows you to avoid unnecessary costs for drilling, construction and development of wells, as well as to involve in the development of previously non-drained interlayers and hard- to-recover hydrocarbon reserves, the production of which was not previously possible. 68 The purpose of this work is to assess the effectiveness of the use of sidetracking wells for the production of residual oil reserves from the marginal hard- to-reach areas in the Luginetskoe oil and gas condensate field. To achieve this goal, the work identified the following tasks: 1. Assessment of the current state of development of Luginetskoe oil and gas condensate field. 2. Forecast of technological parameters of the well in production mode. 3. Evaluation of the effectiveness of the use of sidetracking (BSA) for the development of uneconomic reserves of hydrocarbons. The main provision put forward for protection is the assessment of predictive indicators of oil production from the marginal hard-to-reach zones of the Luginetskoe field through the operation of the ZBS. 1. Literature review 1.1 Analytical review of the applicability of the side-barrel cutting method During the operation of oil and gas fields, well flow rate decreases or stops over time due to the development of hydrocarbon reserves, a high degree of water cut, a high gas factor, as well as the deterioration of reservoir properties of reservoir reservoirs. Currently, for these reasons, a large number of wells are idle on the territory of the Russian Federation. In this regard, the most effective method to restore the idle Fund and increase the productivity of marginal wells is cutting side wells. [1] Various technologies of cutting of lateral trunks with horizontal and lateral endings received mass introduction on fields of the Western Siberia. [2] In the context of horizontal wells, an additional wellbore drilled from the original vertical or horizontal wellbore is a lateral wellbore. A multi-barreled or multi-level well will have several deliberate lateral boreholes drilled to open several productive formations. Side hole drilling is an important process that helps to extend or give new life to wells that have been abandoned for technical and economic reasons. In the process 69 of drilling a well, it is possible that its wellbore will not pass through all the productive zones located at different depths of the formation. This can happen intentionally or accidentally at different depths. When reinterpreting these wells, they can detect additional productive zones at different depths, which have significant oil and gas reserves. Initially, production wells can be withdrawn from production for various reasons: accidents, crushing or failure of the production column, a complex fracture of underground equipment, drowning or even the inability to clean the perforation interval from mechanical impurities. Operators can also drill a lateral wellbore from an existing wellbore to add a lateral well for wide-ranging impact on the reservoir. The larger the coverage area of the Deposit, the greater the amount of hydrocarbon extraction. In all these cases, it is possible to produce a significant amount of hydrocarbons during the operation of wells with side wells. The technology of the lateral wellbore through the "window" of the casing allows to restore the productivity of even those wells that can not be operated in other ways or their operation is economically unprofitable. One of the main conditions for effective drilling of lateral wells is the correct choice of wells. The following should be taken into account when choosing wells for drilling side shafts: 1) the expected production rate of the well should provide the required selection of hydrocarbons for a certain period of time; 2) information on the productivity of the planned side opening must match the information of industrial oil reserves; 3) it is desirable to select wells that open more than one productive formation or with productive formations that can be opened in the future to ensure long-term operation of the well. In Russia, the majority of oil and gas fields are depleted (they are at the 3rd or 4th stage of development). 70 This technology allows to drill new wells in old wells at reinterpretation of these fields. From an economic point of view, the cost of sidetracking is about one-third or even half of the cost of drilling a new well. The drilling of the lateral wellbore from the existing well allows to continue using its ground equipment and means for further oil and gas production. If you carefully study this technology, it is possible to extract up to 50 % of the initial oil reserves. Demand for side barrels in Russia is increasing, as is the cost and complexity of drilling. Previously, it was only necessary to re-drill an existing well or drill a new hole to a new productive zone. Currently, the goal is to drill a new barrel with a horizontal end. The horizontal end is often used for multistage hydraulic fracturing and gives a large coverage of the reservoir. The cost of drilling side wells compared to drilling a new well is significantly low. The process is environmentally friendly, environmental pollution in the process of drilling a side hole is less than when drilling a new well. Despite the numerous advantages associated with the operation of wells with side wells, there are a number of complex problems in the process of drilling. |