Файл: Дипломный проект тема Эффективность восстановления скважин методом бурения боковых стволов в нгду Лянторнефть Разработал Закиров А. А.rtf
Добавлен: 28.03.2024
Просмотров: 104
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
В 2002 году было введены в разработку 35 новых добывающих скважин, добыча по которым составила 49.021 тыс. т нефти, средний дебит нефти одной новой скважины за год составил 7.6 т/сут при среднегодовой обводненности - 86.5 %. Основные показатели разработки Лянтор ского месторождения смотри в таблице 1.1.
Для поддержания пластов ого давления в 2002 году было закачено 131876.3 тыс. мЗ воды. Среднесуточная закачка воды составила 361305 мЗ/сут. Всего за 2002 год введено под закачку 21 скважина, эксплуатационный фонд нагнетательных скважин на конец 2002 года составил 1268, действующий - 1112 скважин, среднегодовая приемистость одной скважины составила 333.7 м3/сут. Компенсация отбора жидкости с учетом добычи прорывного газа закачкой за год по месторождению составила 100,6 %, с начала разработки 109.5 %. По пласту АС-9 пластовое давление стабилизировалось на уровне 203,5 ат., компенсация за год составила 110.8 %. По ДНС - 2, 5, 6, 12 по пласту АС-9 пластовое давление составляет более 203 атм. По ДНС-8,9 16, 19 компенсация за 2002 год составила в пределах 112.4-158.6 %, пластовое давление по ним на конец 2002 года установилось на уровне 201,7 - 202,9 атм. Минимальное пластов ое давление удерживается по ДНС - 17 по пласту АС-9, что связано с отборами большого объема свободного газа. Пластовое давление по ДНС-17 остается на уровне 191.6 атм., хотя за 2002 год произошло увеличение на 7,3 атм., компенсация за год по пласту АС-9 составила 100.3 %. Пластовое давление по пласту АС-10 на конец 2002 года составило 203.6 атм. при годовой компенсации 96.3 %. По всем ДНС, за исключением ДНС-10 (Рпл.-197,9 атм.), 16 (Рпл.- 199,9 атм.) пластовое давление по пласту АС-10 достигло более 200 атм., а по ДНС-2,4,5,6,9,11,17,18 - более 203 атм. По пласту АС-11 пластовое давление на конец 2002 года составило 207,7 атм. при компенсации за год 71,6, с начала разработки 128,7 %.
По пластам АС-9 и АС-10 Лянторского месторождения отмечается дефицит закачки 16057.746 и 15554.672 тыс. M3 соответственно, по пласту АС-11 дефицит закачки отсутствует. Пластовое давление стабилизировалось на уровне 203.5-207.7 атм., но остается меньше первоначального. Закачка воды сопровождается большим оттоком воды за контур нефтеносности и в подошву пласта. Всего с начала разработки отток воды составил 132695.11 тыс.м3. С целью регулирования заводнения, сокращения непроизводительной закачки за 2002 год установлены штуцера в 37 нагнетательных скважинах, в 140 скважинах произвели замену штуцеров. Для защиты эксплуатационной колонны от высокого давления установлены пакера в 82 скважинах. Для регулирования системы заводнения остановлены 35 нагнетательных скважин на зимний период. Сформировано с начала разработки с целью создания барьеров на линии внутреннего контура газоносности во избежание взаимодействия газовой шапки и нефтяной оторочки по пласту АС-9: 5 барьерных рядов (23 нагнетательные скважины), по пласту АС-10: 6 рядов (29 нагнетательных скважин).
За 2002 год по месторождению добыто 5760.910 млн. м3 газа. Динамика отборов газа по площадкам ДНС зависит от преобладания типов геологического строения. В целом по месторождению в разрезе 58 % скважин имеют контактные запасы нефти и газа. Добыча нефти по ДНС-2,13,14 сопровождается большими объемами добычи газа, что составляет по ДНС-2 - 12.0 %, по ДНС-13 - 12 %, по ДНС-14-10,6 %, по ДНС-20-10.2 % от общего добытого газа за год по месторождению. Максимальный общий газовый фактор приходится на ДНС-14 - 2539 м3/т, ДНС-2- 2529 м3/т, ДНС-13- 1518 м3/т при среднем по месторождению 698 м3/т. В целях сокращения непроизводительных отборов газа в 2002 году из числа скважин, работающих с высоким газовым фактором 2 переведены под закачку, 2 - в периодическую эксплуатацию, 23- переведены на ЭЦН, 1- в пьезометрический фонд. По состоянию на 1.01.2003 года работающий фонд скважин с высоким газовым фактором составил 61 скважин, в том числе в периодической эксплуатации 2 скважины.
Охват добывающих скважин замерами пластовых давлений составил 100 %, в т.ч. прямыми замерами - 7.2 %. Всего промыслово-геофизических исследований проведено за 2002 год 1878 при плане 1877 (100.05 %).
Охват промыслово-геофизическими исследованиями за 2002 год составил 25.0 % по добывающим и 88.2 % по нагнетательным скважинам. Ведется контроль за изменением газонасыщенности и газонефтяного контакта. Всего проведено исследований радиоактивными методами в 231 добывающей скважине и 135 нагнетательных скважинах. Кроме того, для оценки выработки запасов и определения коэффициента текущей нефтенасыщенности за 2002 год проведены исследования углерод-кислородным каротажем в 12 скважинах, всего этим методом исследовано 24 скважины. В 2002 году планируемый объем промыслово- гидродинамических исследований по контролю за разработкой месторождений согласно «Регламента по исследованию скважин» составлял 4632 добывающих и нагнетательных скважин, исследовано фактически 4852 скважины. Физико-химические исследования жидкости проведены в 3591 скважине, что составляет 100 % охвата от действующего фонда. Скважины, работающие с высоким газовым фактором, по которым нет возможности замерить дебит жидкости и газа стационарными установками АГЗУ из-за своих технических характеристик, замеряются при помощи передвижной установки «АСМА-Т-03-400». В течении 2002 года всего замерено этой установкой 339 скважин. Исследования по контролю за разработкой ведутся в основном при КРС - 1612 исследований при общем количестве - 1878.
бурение скважина боковой ствол
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 Анализ фонда скважин с боковыми стволами
В настоящее время на 16.05.2004 в НГДУ «Лянторнефть» боковые стволы пробурены в 229 скважинах. Первая скважина в НГДУ «Лянторнефть» с боковым стволом № 3952 куст 433 была запущенна 6 июля 1998 года. Из-за технологических особенностей бурения боковых стволов, а в основном, пока из-за отсутствия надёжного скважинного оборудования для раздельной эксплуатации нескольких стволов бурится только один ствол с ликвидацией забоя старой скважины. В связи с этим бурение боковых стволов проведено только в аварийных, высоко обводненных и низкодебитных скважинах. При этом отрабатываются три технологии проводки скважин по пласту: вертикальная или наклонно-направленная (6 скважин), пологая до 60° (70 скважин ) и горизонтальная (110 скважин).
Ввод в эксплуатацию боковых стволов в большинстве случаев оказал положительное влияние на работу окружающих добывающих скважин из-за увеличения скорости фильтрации флюидов на участке пласта и тем самым вызвал подключение к разработке застойных участков и доотмыв части остаточной нефти.
Таким образом за счет эксплуатации 229 боковых стволов в период январь 1998 года - декабрь 2003 года НГДУ «Лянторнефть» дополнительно добыло 51,415 тыс. тонн нефти.
Динамика показателей эффективности работы скважин со вторыми стволами по НГДУ «Лянтонефть» с января 1998 года по декабрь 2003 года приведены на 1 листе графического раздела дипломного проекта.
2.2 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, пробуренные на меторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» имеют различные типы профилей, их классифицируют по следующим признакам:
1) Горизонтальные стволы - максимальный угол превышает 65°,
2) Пологие стволы - максимальный угол в пределах 48°-65°,
3) Наклонно-направленные стволы - менее 48°, пробуренные по заданной траектории с использованием телеметрических систем;
) Не ориентируемые стволы навигационного сопровождения системами.
2.3 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.
На месторождениях НГДУ «Лянторнефть» при бурении боковых стволов все программы для проводки стволов разрабатываются ИТС «УЭБС и КРС».
2.4 Подготовительные работы к бурению боковых стволов
Бурению боковых стволов предшествует пуск гироскопического инклинометра и геофизических приборов для уточнения пространственного положения обсадной колонны и интервала эксплуатационного объекта.