Файл: Дипломный проект тема Эффективность восстановления скважин методом бурения боковых стволов в нгду Лянторнефть Разработал Закиров А. А.rtf
Добавлен: 28.03.2024
Просмотров: 117
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Министерство энергетики РФ
ГОУ СПО
Лянторский нефтяной техникум
Специальность 0906
Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
Тема Эффективность восстановления скважин методом бурения боковых стволов в НГДУ «Лянторнефть»
Разработал: Закиров А.А./
Руководитель: Парамонов С.Ю./
Консультант по экономике
Панфилова Е.А
2004г.
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.
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. Геологический раздел
.1 Орогидрография
Административно Лянторское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.
В орогидрографическом отношении район представляет собой слабо пересеченную, значительно заболоченную аккумулятивную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от + 45 м на юге до + 80 м на севере.
Гидрографическая сеть района широко развита и представлена рекой ПИМ с ее многочисленными притоками: Ай-Пим, Лякрни, Тутлим-Яун, Котун-Тур и др. Реки типично равнинные с небольшим уклоном, русла сильно меандрируют, скорость течения 0,5-0,7 м/сек. На водоразделах расположены озера: Керим-Тор, Сыктым-Тор, Монтек-Тор, Морск-Тор и др. Берега их пологие, дно песчаное, глубина до 4 м. Озера и реки покрываются льдом в конце октября - начале ноября. В конце ноября лед становится прочным и возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта. Ледоход на реках начинается во второй половине мая. Судоходна на территории района лишь река Пим. Большая часть (80%) территории покрыта труднопроходимыми болотами и топями, плохо промерзающими зимой. Лесные массивы, преимущественно хвойных пород (сосна, кедр, ель), в лиственных - береза, расположены вдоль рек и на водоразделах Участками среди болот.
Климат резко континентальный. Зима продолжительная, суровая и снежная, с метелями и заносами. Лето короткое и сравнительно теплое. Средняя температура самого холодного месяца (января) -22
°С. Глубина промерзания грунта составляет 1-1,5 м, на болотах 0,15-0,2 м. Толщина снежного покрова на водоразделах превышает 1 м, в понижениях рельефа 1,5-2 м. Самый жаркий месяц - июль. Средняя температура месяца составляет +17°С, максимальное ее значение +35°С. Среднегодовая температура отрицательная и составляет -3,1°С. Количество осадков составляет 480-520 мм в год, основная их часть выпадает в теплый период (май-сентябрь). В холодный период преобладают ветры юго-восточного направления, для летнего периода характерны ветры северо-восточного и северо-западного направлений.
Район относится к слабонаселенным. Плотность населения не превышает одного человека на квадратный километр. Коренное население (ненцы, ханты, манси и селькупы) занимается исключительно оленеводством, пушным и рыбным промыслами. В непосредственной близости от площади работ находится город Лянтор, расположенный на левом берегу реки Пим. Наиболее крупный населенный пункт г. Сургут, центр нефтедобычи Среднего Приобья. Расположен в 80 км по прямой к юго-востоку от Лянторского месторождения.
Введена в действие мощная Сургутская ГРЭС, крупнейшая в Западной Сибири, которая работает на базе утилизации попутного газа нефтяных месторождений Среднего Приобья и обеспечивает электроэнергией нефтяную промышленность района. Проложена железная дорога Тюмень-Тобольск-Сургут, протяженностью 900 км и Сургут-Уренгой, протяженностью 650 км. Райцентр Сургут связан авиалиниями со многими городами Тюменской области (Тюмень, Ханты-Мансийск, Нижневартовск, Тарко-Сале и др.), а также с городами Москва, Сочи, Екатеринбург, Казань, Новосибирск и др.
Ближайшими месторождениями являются: Нижне-Сортымское, Усть-Балыкское, Федоровское, Западно-Сургутское и другие.
1.2 Тектоника
В пределах Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа. Формирование нижнего закончилось в палеозое и соответствует геосинклинальному этапу развития плиты. Он представлен изверженными, эффузивными и метаморфическими породами, подвергнувшимися орогенезу.
Промежуточный структурно-тектонический этаж соответствует отложениям пермо-триасового возраста. В пределах Лянторского месторождения он представлен эффузивами (туфами и базальтами) и значительно менее дислоцирован. По данным сейсморазведочных работ, в том числе и методом MOB ОГГ, два нижних этажа на территории изучаемого месторождения характеризуются наличием дизъюнктивных нарушений. Структурная поверхность по отражающему горизонту "А" представляет чередование приподнятых и опущенных блоков различной ориентации, разности абсолютных отметок вдоль разломов достигают более 40 м.
Отложения верхнего структурно-тектонического этажа (осадочного чехла) накапливались в условиях устойчивого прогибания фундамента и представлены терригенными отложениями. Они характеризуются пликаттивными дислокациями.
Согласно тектонической карты мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы (гл. редактор Нестеров И.И., 1974 г.) Лянторское месторождение расположено в пределах Хантыйской антиклизы в северо-западной части Сургутского свода. Здесь выделяются две положительные структуры второго порядка: Востокинский и Пимский валы.
Пимский вал по отражающему горизонту "Б" оконтуривается сейсмоизогипсой -2700 м, в пределах которой его размеры составляют 20x190 км. Он имеет субмеридиональное простирание с погружением его оси в южном направлении на 300 м. Вал осложнен рядом локальных поднятий, наиболее северное из которых Лянторское входит в состав одноименного месторождения. Поднятие оконтурено изогипсой -2680 м и имеет субмеридиональное простирание. Его амплитуда составляет 90 м.
К северу от Пимского находится Востокинский вал, имеющий также субмеридиональное простирание. Его размеры 20x55 км. Он осложнен поднятиями третьего порядка. Два южных из них, Январское и Востокинское, составляют северную часть месторождения. Востокинская структура является наиболее крупной, оконтуривается по отражающему горизонту "Б" изогипсой -2680 м и имеет форму брахиантиклинальной складки меридионального простирания с размерами 4x16 км. Ее амплитуда достигает 15 м.
Следует отметить, что объединение в пределах одного месторождения частей двух структур второго порядка, выделенных по отражающему горизонту "Б", ставит под сомнение наличие между ними прогиба достаточной амплитуды и качество сейсморазведки. Представляется достаточно обоснованным выделение здесь Востокинско-Пимского вала как единой структуры.
С востока к Востокинскому поднятию примыкает группа малоамплитудных незначительных по размерам локальных поднятий (Тайбинское, Тутлимское и Таньяунское), также входящих в состав Лянторского месторождения.
В целом для Лянторской группы поднятий, как и для большинства структур Сургутского свода, отмечается унаследованность развития структурных форм, что подтверждается графиками зависимости между глубинами залегания различных горизонтов.