Министерство образования и науки РФ
Ульяновский государственный университет
Кафедра нефтегазового дела и сервиса
КУРСОВАЯ РАБОТА
по курсу: Скважинная добыча нефти.
на тему: «Увеличение производительности скважины методом зарезки бокового ствола.»
Выполнил: студент 2 курса НД-ВВз-13/1 группы
Баранов Артем Николаевич
Принял:
Гермонович Павел Кузьмич
Ульяновск
2014
СОДЕРЖАНИЕ
- СОДЕРЖАНИЕ__________________________________________________ 3
- ВВЕДЕНИЕ_____________________________________________________ 4
- 1.1 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ.Обоснование профиля скважин с боковыми стволами___________________ 8
- 1.2 Требования к выбору скважин для бурения боковых стволов_______________________________________________________ 9
- 1.3 Подготовительные работы к бурению боковых стволов______________________________________________________ 11
-1.4 Технология зарезки боковых стволов_________________ 13
- 1.4.1 ПРОФИЛЬ ПРОВОДКИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ_________________ 18
- 1.4.2 КОНСТРУКЦИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ_______________________ 21
- 1.4.3 БУРЕНИЕ БОКОВЫХ СТВОЛОВ_____________________________ 27
- 1.5 ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ________________________________ 34
- 1.6 ТЕХНОЛОГИЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА________ 39
- 1.7 ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН_________________________________ 43
- 2. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА_____________ 46
- 2.1 ОХРАНА ТРУДА ПРИ БУРЕНИИ______________________________ 47
- 2.2 ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА______________________________ 52
- 3. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ______________________ 54
- 3.1 ОХРАНА НЕДР______________________________________________ 54
- 3.2 Охрана окружающей среды____________________________ 55
- ЗАКЛЮЧЕНИЕ_________________________________________________ 58
- СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ________________________ 59
ВВЕДЕНИЕ
Нефтегазовая отрасль, являющаяся основой экономики России, от которой зависит обеспечение нужд всех отраслей промышленности, сельского хозяйства и населения в углеводородном сырье и топливе, а также основные валютные поступления страны, переживает глубокий кризис. Подавляющая часть запасов нефти и газа сосредоточена в разрабатываемых месторождениях, многие из которых находятся в режиме падающей добычи или приближаются к этому этапу.
Серьёзной проблемой для отрасли остаётся низкий объем капитальных вложений в строительство новых скважин. Фонд бездействующих и малодебитных скважин из года в год увеличивается. В настоящее время в России простаивает свыше 40000 скважин. Например, удельный вес бездействующего фонда скважин в Западной Сибири составляет более четверти всех скважин. Аналогичная тенденция роста числа бездействующих и малодебитных скважин присуща другим нефтегазодобывающим регионам страны. Поэтому в настоящее время основным направлением деятельности нефтегазодобывающих предприятий становится ремонт старых скважин. Перспективным методом является восстановление бездействующих или увеличение дебита работающих скважин путем бурения бокового наклонного или горизонтального ствола из вырезанного участка обсадной эксплуатационной колонны.
Бурение боковых стволов дает возможность увеличить дебит старой скважины за счет вскрытия пластов ранее считавшихся нерентабельными или пропущенных, более продуктивных зон пласта, а также позволяет обойти зоны загрязнения и обводнения пласта в пласте (Рисунок 1.1).
Рисунок 1.1 Обводнения пласта в процессе добычи
Стоимость и срок окупаемости капитальных затрат на строительство бокового ствола значительно ниже аналогичных показателей бурения новой скважины за счет использования большей части ствола существующей скважины и имеющейся инфраструктуры месторождения.
Кроме того, боковой ствол проходит вблизи зоны продуктивного пласта, которая уже охарактеризована керновым материалом и каротажными данными, результатами испытания и эксплуатацией старой скважины, что существенно сокращает затраты на геофизические исследования.
Системное использование технологии бурения боковых стволов в конкретном нефтегазодобывающем регионе равноценно открытию нового месторождения.
Помимо экономического эффекта в денежном выражении бурение боковых стволов уменьшает техногенное воздействие буровых работ на окружающую среду и позволяет сохранить рабочие места на нефтегазовых месторождениях.
Технология бурения боковых стволов для получения дополнительной добычи нефти или газа не является новым методом. Начиная с середины 50-ых годов на нефтяных месторождениях СССР бурили из «окна» в обсадной колонне боковые стволы, проводка которых осуществлялась параллельно старому стволу. Технология основана на неориентируемом способе забуривания бокового ствола и использовалась только для обхода зон загрязнения и обводнения коллектора или механических препятствий в скважине.
При наклонной проводке бокового ствола появляется возможность вскрытия наименее истощенной части продуктивного пласта с последующим его пересечением под большим углом или горизонтально.
В сравнении с вертикальной скважиной, наклонный боковой ствол может значительно увеличить отбор из тонкослоистого пласта, где из-за малой мощности невозможно разместить горизонтальный ствол в каждом отдельном пропластке. Бурение горизонтальных боковых стволов в маломощных пропластках гораздо эффективнее гидроразрыва.
Растущие требования в строительстве наклонных и горизонтальных боковых стволов из старых скважин заставили зарубежные сервисные компании резко увеличить объем услуг в этой области. Совершенствование техники и технологии позволило увеличить число скважин, из которых можно бурить боковые стволы по малому и среднему радиусам кривизны. Объём наклонных и горизонтальных боковых стволов постоянно увеличивается. В 1997 году в США пробурено свыше 1500 боковых стволов, а в 1999 году их количество увеличилось на 25 %.
Большие перспективы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти в ОАО «Сургутнефтегаз» связаны с бурением боковых ответвляющих стволов.
Впервые зарезку боковых стволов провели в двух аварийных скважинах пласта БС8 Быстринского месторождения в 1989 и 1994 годах. Опыт эксплуатации таких скважин с боковыми стволами показал, что, как правило, скважины после бурения бокового ствола работают с меньшей обводненностью продукции и более высоким дебитом нефти относительно окружающих скважин или самой скважины перед её остановкой в результате аварии.
Зарезку боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» проводят в три этапа. На первом этапе бурение боковых стволов проводится в аварийных скважинах с целью возврата их в эксплуатацию и в скважинах высоко обводненных за счет заколонных перетоков и образования конусов обводнения, где другие методы снижения обводненности не дали результатов. На втором этапе проводится зарезка боковых стволов в слабо выработанных зонах пластов с целью довыработки запасов и интенсификации добычи нефти. Третий этап бурения боковых стволов предусматривается в скважинах низкопродуктивных зон пластов с сохранением первоначального ствола. Этот этап бурения боковых стволов будет начат после отработки в ОАО «Сургутнефтегаз» технологии одновременной регулируемой эксплуатации нескольких стволов в одной скважине. В дипломном проекте рассматривается технология восстановления скважин методом бурения бокового ствола на Лянторском месторождении, применяемое оборудование, проводимые геофизические работы.
1.1 Технико-технологический раздел.
Обоснование профиля скважин с боковыми стволами
С целью вовлечения в активную разработку запасов нефти, блокируемых водными или газовыми конусами, а также создание в межскважинных зонах дополнительных воронок депрессий для создания обратных потоков флюидов, перешедших из нефтяной части в газовую или водяную зоны пласта, предлагается бурение боковых стволов.
Основными требованиями к проходке горизонтальных боковых стволов являются:
вскрытие кровли пласта в 90-110 м от основного ствола;
проходка по горизонтали 50-100 м с колебанием по вертикали +/- Зм;
горизонтальная часть ствола должна проходить не менее чем в 2- 4 м от ГНК и ВНК;
качество цементирования заколонного пространства второго ствола в интервале от устья зарезки — 2 м ниже кровли пласта, цементирование горизонтальной части ствола с последующей перфорацией или спуском фильтров решается перед началом бурения;
направление горизонтальной части ствола определяется в процессе проектирования бурения с учетом текущего состояния выработки пласта;
отсечение первого ствола цементным мостом от эксплуатации определяется либо непосредственно перед началом бурения второго ствола, либо после его испытания.
Выбор скважины для забуривания второго ствола определяется состоянием эксплуатации скважины (обводненность продукции, причина обводнения или дебитами по жидкости), остаточными запасами, технологической эффективностью применяемых методов воздействия, текущей нефтенасыщенностью пласта и его строением. При выборе варианта расстановки скважин с ответвляющими стволами исходим из того, чтобы при эксплуатации второго ствола скважины добыча нефти достигла не менее 10-12 тыс. тонн до обводненности продукции 95 %. При таких нижних исходных показателях рентабельность эксплуатации таких скважин соответствует эксплуатации среднепродуктивной (средний дебит по нефти 20 т/сут.) залежи.
Основными критериями выбора скважин со вторыми стволами являются:
текущая нефтенасыщенность на дату бурения не менее 46,2 %;
текущая балансовые запасы нефти по неконтактных участках не менее 65 тыс. тонн, на контактных участках не менее 98 тыс. тонн:
нефтенасыщенная, контактная с газом, толщина пласта не менее 7м;
нефтенасыщенная, контактная с водой, толщина пласта не менее бм;
нефтенасыщенная, контактная одновременно с водой и нефтью, толщина не менее 9 м и бесконтактная нефтенасыщенная толщина не менее 4 м.
В данный момент боковые стволы скважин имеют различные типы профилей, их классифицируют по следующим признакам:
Горизонтальные стволы — максимальный угол превышает 65,
Пологие стволы — максимальный угол в пределах 48-65,
3) Наклонно-направленные стволы — менее 48, пробуренные по заданной траектории с использованием телеметрических систем;
4) Не ориентируемые стволы навигационного сопровождения системами.
1.2 Требования к выбору скважин для бурения боковых стволов
Перед тем, как начать работы по зарезке и бурению наклонно-направленных и горизонтальных боковых стволов скважин (БС) с целью интенсификации системы разработки месторождений, увеличения коэффициента извлечения нефти из продуктивных пластов и фондоотдачи капиталовложений разрабатывается регламент.
Все виды работы по строительству БС представляются следующими основными этапами:
выбор основных стволов для заданных скважин;
выбор интервала вырезания «окна» в эксплуатационной колонне;
расчет профиля скважины;
вырезание «окна» в эксплуатационной колонне;
бурение бокового ствола;
обсаживание пробуренного ствола эксплуатационной колонны;
работы по освоению скважины.
При выборе скважин для бурения из них боковых стволов, необходимо исходить из текущих характеристик эксплуатации скважины, технического состояния эксплуатационной колонны, качества ее крепления, фактического пространственного положения ствола скважины:
эксплуатационная колонна должна быть опрессована на 100 атм. в течении 30 минут, падение давление не более 5 атм., эксплуатационная колонна должна быть опрессована снижением уровня;
необходимо провести гироскопическую инклинометрию;
При этом следует руководствоваться следующими основными требованиями:
пространственное положение интервала забуривания должно быть оптимальным с точки зрения экономической целесообразности (величина отхода точки забуривания до начала эксплуатационного забоя должна быть минимальной, но не менее величины определяемой допустимой интенсивностью искривления бокового ствола), максимальный отход от точки забуривания до начала эксплуатационного забоя обусловливается техническими характеристиками буровой установки и вероятной глубиной забуривания;
допустимая величина разности азимутальных направлений основного ствола и бокового стволов не должна превышать величины, определяемой техническими возможностями бурения бокового ствола;
траектория бокового ствола должна иметь минимальную вероятность пересечения с существующими и проектными стволами соседних скважин;
поиск оптимальных вариантов, отвечающих технико- экономической целесообразности использования обводненных и бездействующих скважин для зарезки боковых стволов, должен осуществляться, как правило, с использованием автоматизированных программ.