Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Ознакомление с деятельностью предприятия

1.1 ООО «Газпром нефть шельф»

1.2 МСЛП «Приразломная»

1.2.1 Описание литолого-стратиграфического разреза

1.3 Нефтеносность месторождения

2. Индивидуальное задание

2.1 Общие положения

2.2 Требования к конструкциям скважин, технологиям и производству буровых работ

2.3 Требования к методам вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин

2.3.1 Первичное вскрытие продуктивного пласта

2.3.2 Методы вскрытия продуктивных пластов

2.3.3 Разновидности оборудования для перфорирования

2.4 Освоение скважины. Требования и технологии

2.5 Заканчивание скважин. Технологические процессы

Заключение

Список литературы

Приложения



Введение

Согласно тому, что нефтегазодобывающая отрасль промышленности Российской Федерации является основной составляющей экономики, что свидетельствует о высоких затратах непосредственно на развитие и разведку новых месторождений.

Бурение скважин является самой капиталоемкой отраслью нефтегазодобывающей промышленности. В этой отрасли имеются значительные резервы, выявление и использование которых способствует сокращению сроков разведки новых, улучшению эффективности эксплуатации разрабатываемых месторождений, удешевлению добычи нефти и газа. Также, в последнее время, встал вопрос касательно разработки и совершенствования технологий разработки шельфовых месторождений, в особенности освоение арктического шельфа.

По ситуации на сегодняшний день имеется достаточно сведений об имеющихся запасах, расположенных именно на шельфовых месторождениях, и составляют около четверти от всех запасов нефти и практически пятьдесят процентов запасав газа, распределенных следующим образом: Баренцево море -- 49%, Карское -- 35%, Охотское -- 15%, и лишь менее 1% находится в Балтийском море и на территориальных водах Каспия. И это основная причина актуальности разработки подобных месторождений.

Целью данной производственной практики является теоретическое ознакомление с основами разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений на примере конкретного предприятия нефтегазового сектора.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

- изучить основы эксплуатации основных видов нефтяных скважин;

- рассмотреть различные методы воздействия на скважины;

При написании отчета по производственной практики использовались такие методы, как анализ и сравнение учебной и периодической литературы о нефтегазовом секторе, в частности об основах разработки и эксплуатации.



1. Ознакомление с деятельностью предприятия

1.1 ООО «Газпром нефть шельф»

В настоящий момент «Газпром нефть шельф» -- единственная нефтяная компания, ведущая добычу нефти на арктическом шельфе России (месторождение «Приразломное»).

Приразломное месторождение расположено в Печорском море (прибрежное море в юго-восточной части Баренцева моря, между островами Колгуев и Вайгач). Месторождение открыто в 1989 году и содержит более 70 млн т извлекаемых запасов нефти.

Проект вступил в активную фазу в середине 2013 года, когда компания «Газпром нефть шельф» приняла платформу «Приразломная» в эксплуатацию от генерального подрядчика по строительству объекта -- ПО «Севмаш». Летом 2013 года было начато бурение первой скважины, в декабре 2013 года на платформе «Приразломная» была начата добыча нефти.

Отгрузка первого танкера с нефтью Приразломного месторождения состоялась в апреле 2014 года. Команду на отгрузку дал Президент России Владимир Путин. Новый сорт добытой на российском шельфе арктической нефти получил название ARCO (Arctic Oil) и впервые поступил на мировой рынок. В общей сложности с платформы «Приразломная» в 2014 году было отгружено 300 тыс. тонн нефти. На пике максимальный уровень добычи может достигать 5 млн тонн нефти в год.

В общей сложности проектом предусмотрен ввод в эксплуатацию 32 скважин. Первая добывающая скважина на месторождении была запущена 19 декабря 2013 года. Устья всех скважин находятся внутри платформы -- таким образом ее основание одновременно является буфером между скважиной и открытым морем. Кроме того, установленное на скважинах специальное оборудование призвано предотвратить возможность неконтролируемого выброса нефти или газа -- в случае необходимости скважина будет герметично перекрыта в течение 10 секунд.

Существующая транспортная система проекта освоения Приразломного месторождения, включающая два многофункциональных ледокольных судна и два челночных танкера, позволяет выполнять полный цикл работ для бесперебойного снабжения и безопасного функционирования «Приразломной». Суда доставляют на платформу грузы, осуществляют круглогодичную отгрузку и транспортировку нефти, обеспечивают проведения ледокольных операций с платформой. В случае необходимости они окажут помощь в ликвидации последствий нештатных ситуаций на платформе.

В целях обеспечения круглогодичной эксплуатации платформы в условиях повышенных ледовых нагрузок, по заказу ООО «Газпром нефть шельф» было построено два многофункциональных ледокольных суда (МФЛС) -- «Владислав Стрижов» и «Юрий Топчев». Суда предназначены для круглогодичного обслуживания платформы и ледокольного обеспечения отгрузок нефти на челночные танкеры.

Челночные танкеры «Михаил Ульянов» и «Кирилл Лавров» дедвейтом 70 тыс. тонн, предназначаются для круглогодичного вывоза нефти с месторождения.

Для оперативного управления производством и для доставки вахтового персонала и грузов на платформу создана береговая инфраструктура. В её состав входят:

· Перевалочная база на Варандее с вахтовым поселком для временного размещения персонала;

· База снабжения и база производственного обслуживания в Мурманске.

Технология работы МЛСП «Приразломная» полностью исключает сброс промышленных и бытовых отходов и других вредных веществ в море. При появлении морских млекопитающих экипажи судов во время проведения работ и манёвров соблюдают меры повышенной осторожности. Для снижения шумового воздействия вертолеты, доставляющие на платформу специалистов, совершают полеты над морем на комфортной для его обитателей высоте. Водозабор на «Приразломной» происходит через специальные рыбозащитные устройства, которые обеспечивают эффективную защиту рыбы. Для воспроизводства промысловых пород рыб в акваторию Северного рыбохозяйственного бассейна в 2012--2014 гг. выпущено более 150 тыс. двухгодовиков атлантического лосося.

Район добычи Приразломного нефтяного месторождения окружен многочисленными государственными заповедниками и заказниками, где обитают моржи, относящиеся к атлантическому подвиду: на о. Долгий, о. Вайгач, в Ненецком заповеднике. Согласно результатам исследований не зафиксировано отклонений от показателей естественного функционирования береговых экосистем. Фактора беспокойства для атлантического моржа как вида-индикатора экологического состояния не выявлено.

1.2 МСЛП «Приразломная»

Месторождение находится на шельфе Печорского моря, в 60 км от берега (пос. Варандей). Глубина моря в районе месторождения составляет 19-20 м. Запасы нефти Приразломного месторождения превышают 70 млн тонн, что позволяет достичь годового уровня добычи порядка 5,5 млн тонн. В 2020 году на месторождении добыто 3,27 млн т нефти.

Лицензией ШПЧ 14758 НЭ на разведку и добычу углеводородов, а также оценку залежей на Приразломном месторождении владеет ЗАО «Севморнефтегаз», ныне ООО «Газпром шельф нефть». Дата выдачи лицензии: 10.02.2009. Дата окончания срока действия: 03.15.2043.

Для освоения месторождения решено было создать морскую ледостойкую стационарную платформу (МЛСП) «Приразломная». Заложена платформа была в декабре 1995 года на производственном объединении «Севмаш». нефтяной скважина буровой

Однако спущена на воду платформа была только в через 15 лет - в 2010 году. После спуска МЛСП отбуксировали в Кольский залив для достройки на 35-м судостроительном заводе. В августе 2011 года строительство платформы «Приразломная» было завершено, и она была установлена на выбранном месте в Печорском море.

Рисунок 1. Местоположение месторождения

1.2.1 Описание литолого-стратиграфического разреза

В геологическом строении встречаются терригенные отложения мезозойского и кайнозойского возраста, подстилаемые породами доюрского фундамента.

ДОЮРСКИЕ образования - вскрытая их толщина в скв. №184 равна 107 м, из них верхние 40 м относятся к коре выветривания и представлены туфо-аргиллитами. подстилаемые кварцевыми порфирами и порфиритами, кровля которых служит региональным отражающим сейсмическим горизонтом "А". Возраст их определен как среднедевонский. На размытой поверхности доюрского фундамента залегают осадки нижне-среднеюрского возраста.

НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИЕ отложения выделяются как "тюменская свита". Сложена эта свита в подошве пачкой почти черных аргиллитов плотных с обильным углистым детритом. В аргиллитах определен спорово-пальцевой комплекс верхнего лейаса. Выше залегает мощная толща чередующихся пластов и прослоев песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники и алевролиты серые и светлосерые, мелкозернистые преимущественно полимиктовые с небольшим содержанием обломков, реже аркозовых. Аргиллиты темносерые и серые, алевритистые иногда углистые, содержат прослойки угля и глинистого сидерита толщиной в несколько сантиметров. Общая толщина тюменской свиты в данном районе изменяется от 241 м до 288 м.

АБАЛАКСКАЯ свита охарактеризована пачкой темносерых аргиллитов, в верхней части которой прослеживаются прослои алевролитов и алевролитистых песчаников серых и светлосерых, глинистых, с включениями зерен глауконита. Толщина свиты колеблется в пределах 17 - 32 м.

БАЖЕНОВСКАЯ свита представлена в основном глинами, содержащими прослои кремнистых известковистых образовании. Глины темно-серые почти черные, часто листоватые и битуминозные. По вещественному составу и текстурно-структурным особенностям представляется возможным выделить 4 основных типа пород: собственно глины, кремнистые глины или радиоляриты, известковистые глины и мергели, известняки. Собственно глины алевритистые массивной структуры и прослоями тонкоотмученные микрослоистые. По вещественному составу породы баженовской свиты Салымского района заметно отличаются от аналогичных образований подстилающих и перекрывающих горизонтов повышенным содержанием органического вещества (в среднем 5-10%), аутигенного кремнезема (40-80%) и пирита. Общая толщина свиты изменяется от 32 до 46 м.

АХСКАЯ свита в подошвенной части сложена пачкой аргиллитов темносерых известковистых, алевритистых, слюдистых, иногда слабобитуминозных толщиной 15-18м. Выше залегает мощная толща (до 220-250м) чередующихся пластов песчаников и алевролитов мелкозернистых серых, прослоями слюдистых, с глинисто-карбонатным цементом, с включениями обугленного растительного детрита и с прослоями аргиллитов темносерых до черных. Общая толщина свиты изменяется в пределах от 444 м до 569м.

ЧЕРКАШИНСКАЯ свита выражена аргиллитами серыми и темносерыми, изредка с зеленоватым оттенком, от хорошо отмученных до алевритовых разностей с прослоями светло-серых алевролитов и песчаников. Песчаники мелкозернистые и мелко-среднезернистые алевролиты, сильно глинистые, слабоотсортированные. Они характеризуются большим разнообразием текстур. Общая толщина свиты изменяется от 244м до 302 м.

АЛЫМСКАЯ свита сложена толщей аргиллитов темно-серых, в верхней части от темно-серых до черных, битуминозных, с прослоями алевритов серых и светло-серых, реже песчаников мелкозернистых серых и светло-серых, с глинистым цементом, а также с маломощными прослойками глинистых известняков. Среди пород свиты встречаются растительные остатки. Общая толщина свиты колеблется в пределах от 129 м до 186 м.

ВИКУЛОВСКАЯ свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита представлено толщей аргиллитов темно-серых с различной степенью обогащенных алевритовым материалом, участками с многочисленными прослойками светло-серого алевролита мелкозернистого. Осадки подсвиты содержат включения растительного детрита. Выявленные спорово-пыльцовые комплексы указывают на апт-альбский возраст. Общая толщина викуловской свиты изменяется от 242 м до 294 м.

ХАНТЫ - МАНСИЙСКАЯ свита венчает разрез нижнемеловых отложений и расчленяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита охарактеризована толщей глин иргиллитоподобных плотных, темносерых, алевритистых, с прослоями мелкозернистых алевролитов светло-серых и серых. В породах подсвиты присутствуют обуглившиеся растительные остатки и определены фораминиферы, спорово-пыльцевые комплексы, датирующие их возраст как апт-альбский. Общая толщина ханты-мансийской свиты варьирует от 262м до 300м.

ВЕРХНЕМЕЛОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ подразделяются на свиты уватскую, кузнецовскую, березовскую и ганькинскую.

УВАТСКАЯ свита сложена толщей переслаивающихся песков, алевритов, песчаников, алевролитов и глин. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, слабосцементированные, с глинистым, реже карбонатным, цементом. Общая толщина свиты изменяется от 266 до 303 м.

ТАЛИЦКАЯ свита охарактеризована толщей глин серых и темно-серых, иногда с буроватым и зеленоватым оттенком, неялснолоистых, алевритистых, с присутствием зерен глауконита, с тонкими линзовидными прослоями глинистого алевролита, а в верхней части и тонких прослоев сидерита буровато-коричневого. Толщина свиты изменяется от 122 м до 157 м.

ЛЮЛИНВОРСКАЯ свита представлена мощной толщей глин от зеленовато-серых до желтовато-зеленовато-серых, иногда с ржаво-бурыми пятнами, алевритистых, участками алевритовых, с включениями зерен глауконита, неяснослоистые. Общая толщина свиты от 211 м до 259 м.

ТАВДИНСКАЯ свита также сложена толщей светлозеленых и голубовато-зеленых, алевритистых, неяснослоистых, с линзовидными прослойками алеврита кварцевого, с включениями бурового глинистого сидерита, со следами ожелезнения. В глинах встречаются редкие чешуйки рыб, обугленные растительные остатки. Толщина тавдинской свиты составляет 160-180 м.

АТЛЫМСКАЯ свита представляет собой пачку песков и алевритов светло-серых, мелкозернистых, кварцевых с тонкими прослоями бурых углей и глин серых и темно-серых, с отпечатками растений. Толщина свиты 50-60м.

НОВОМИХАЙЛОВСКАЯ свита выражена толщей спин серых и темно-серых, неяснослоистых и комковатых, с прослоями алевритов, песков и бурых углей. В осадках свиты наблюдаются отпечатки растений, макроспоры, семенная флора и палинокомплекс, характерные для олигоцена. Толщина отложений свиты достигает 80 м.

ТУРТАССКАЯ свита завершает разрез палеогена и охарактеризована глинами и алевритами зеленовато-серыми, тонкослоистыми, с маломощными прослоями диатомитов и песков кварцево-глауконитовых, тонкозернистых. Толщина свиты изменяется от 40 до 70 м.

КУЗНЕЦОВСКАЯ свита представлена пачкой плотных глин темно-серых, прослоями алевритистых, содержащих остатки чешуи рыб, фораминифер, углефицированные растительные остатки, отпечатки ходов червей. Толщина свиты составляет 44-54 м. По возрасту свита относится к туронскому ярусу.

БЕРЕЗОВСКАЯ свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты.

Нижняя подсвита сложена глинами серыми, опоковидными, алевритистыми, с включениями глауконита и с редкими прослоями песчанистых алевролитов с глинисто-опоковым цементом. В породах подсвиты обнаружены включения обуглившихся растительных остатков, чешуи рыб, фораминиферы, радиолярии, указывающие на коньяксантонский возраст. Толщина подсвиты составляет от 69 до 86 м.

Верхняя подсвита представлена глинами серыми и темносерыми, изредка с зеленоватым оттенком, иногда опоковидные, алевритистые, неясно - и тонкослоистые, пиритизированные, с включениями зерен глауконита. Некоторые прослои глин известковистые. Породы подсвиты содержат включения включения растительных остатков, комплексов фораминифер, радиолярий, чешуек рыб, отпечатки ходов червей. Комплексы фораминифер и радиолярий относятся к кампанскому возрасту. Толщина свиты варьирует в пределах от 73 до 106 м.

ГАНЬКИНСКАЯ свита венчает разрез верхнемеловых отложений и сложена толщей глин желтовато - и зеленовато - серых, иногда с буроватыми оттенками, неясно - и тонкослоистых и с включениями зерен глауконита. В отложениях свиты присутствуют различной степени сохранности растительные остатки и комплексы фораминифер, типичные для маастрихского и датского ярусов. Толщина свиты от 53 до 75 м.

1.3 Нефтеносность месторождения

В разрезе Приразломного месторождения нефтеносными являются песчано-алевролитовые пласты 1АС11, 2АС11, БС1, БС4-5 и 1БС5, причем основным нефтесодержащим объектом является пласт БС4-5, в котором сосредоточены 97% запасов нефти категории С1 месторождения. В пределах зоны приоритетного природопользование пласты 1АС11 и 2АС11 не продуктивны. Пласт БС4-5 (вернее продуктивный горизонт) объединяет песчаные пласты 1БС4, 2БС4, 1БС5 и 2БС5 в единую гидродинамическую систему. В пласте БС4-5 в пределах Приразломного месторождения установлены 2 залежи нефти: одна основная - Приразломная и другая на крайнем северо-востоке месторождения в районе разведочной скважины №191.

Основная залежь в плане имеет заливообразную форму, которая раскрывается и расширяется в северном направлении. Она с запада, юга и востока окаймляется зоной полного замещения продуктивных песчаных коллекторов малопроницаемыми глинистыми разностями пород. Следовательно, залежь относится к типу литологически экранированных. Залежь вскрыта на глубинах 2430-2720 м. Размеры ее составляет 55х30 км при высоте 182 м. В пределах основной залежи как по данным промыслово-геофизических, так и гидродинамических исследований, ВНК не зафиксирован и поэтому он принят условно по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скв. №221 на абсолютной отметке - 2549,2 м.

Пласт БС4-5 представлен литологически частым чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, причем в нижней части продуктивного интервала песчаники преимущественно развиты в виде изолированных линзовидных тел различных размеров и сравнительно небольшой толщины, а в верхней части прослеживается монолитный площадной характер их распространения.

Общая толщина пласта БС4-5 в среднем равна 35 м, причем в северо-западном направлении в районе скв. № 222 ее значение составляет 50 м, т.е. прослеживается тенденция к постепенному увеличению толщины его в этом направлении. Эффективная нефтенасыщенная толщина в пределах залежи варьирует от 0 до 21,8м. Продуктивный пласт перекрывается пачкой глин толщиной до 40-50 м.

В разрезе продуктивного пласта БС4-5 а пределах месторождения выделяются от 1 до 10 прослоев коллекторов различной толщины, примерно половина из которых имеет толщину не более 1 м. В западной части месторождения число проницаемых, прослоек больше и значения их толщины выше нежели в восточной части месторождения.

Толщина глинистого раздела между монолитной и расчлененной частями продуктивного интервала колеблется в пределах от 0,4 до 9,4 м, причем примерно на половине площади разбуренной части месторождения толщина глинистого раздела составляет 0.4 - 1.6м.



2. Индивидуальное задание

2.1 Общие положения

Платформа Приразломная опирается на морское дно, и является единой монолитной конструкцией, скважина находится внутри самой платформы. Между скважиной и морем находятся стены кессона. Попадание нефти и нефтепродуктов из скважины в море исключено.

Само сооружение состоит из 6 основных блоков: главная опорная часть кессон - эта стальная конструкция, внутри которой бетон, служит еще и нефтехранилищем. Так же есть верхнее строение, устройство отгрузки, вспомогательный модуль, промежуточная палуба и жилой модуль. Приразломная сконструирована так, чтобы обеспечить максимальную безопасность нефтедобычи. Платформа работает по принципу нулевого сброса, то есть использованный буровой раствор, шламы и другие технологические отходы вывозятся на берег, а впоследствии они будут закачиваться в специальную поглощающую скважину.

Всего же Приразломная рассчитана на бурение 36 скважин: это 19 добывающих,16 нагнетательных и 1 поглощающая, для утилизации отходов бурения. Кроме того, забиты направления для 4 резервных скважин. К процессу бурения вообще особое внимание, ведь добыча нефти впервые ведется в таких климатических условиях.

Рисунок 2. МСЛП «Приразломное»

Рисунок 3. Представление установки

2.2 Требования к конструкциям скважин, технологиям и производству буровых работ

Для определения требований необходимо обратиться к правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности, а также, к инструкции по креплению скважин.

Согласно этим документам, конструкция скважин должна обеспечивать сокращение времени строительства, ее высокую надежность в процессе эксплуатации, предупреждать осложнения в процессе бурения. В основу выбора конструкций скважин положен принцип, согласно которому число обсадных труб определяется несовместимостью условий бурения отдельных интервалов скважин. Необходимое число обсадных труб зависит от графика изменения пластовых давлений, давлений гидравлического разрыва пород и устойчивости стенок скважины от обрушения. С учетом этих параметров определяются зоны совместимых условий бурения. Число этих зон соответствует числу обсадных труб.

Однако, согласно особенностям морского бурения, сложным технологиям бурения и производства капитального ремонта скважин, высокой стоимости буровых работ обусловливают первостепенное значение выбора оптимальной конструкции скважин. Многолетний опыт бурения с ПБУ определил две типовые конструкции скважин с подводным устьем.

· Первый тип конструкций, применимых для скважин глубиной 5000--6500 м, включает в себя фундаментную колонну (направление) диаметром 762--914 мм и кондуктор диаметром 508 мм длиной 100-- 300 м, на котором крепятся подводное устьевое оборудование и направляющие канаты. Далее следуют: первая промежуточная колонна диаметром 340 мм, вторая промежуточная колонна диаметром 273 или 245 мм, эксплуатационная колонна диаметром 178 мм, что обеспечивает установку двухколонных НКТ для одновременно-раздельной эксплуатации скважины.

· Второй тип конструкций, применяемых для скважин глубиной до 5000 м, включает в себя фундаментную колонну диаметром 762 мм и длиной до 40 м, кондуктор диаметром 406 мм, промежуточную колонну диаметром 273 мм и эксплуатационную колонну диаметром 178 мм. Например, в Северном море на месторождении Фортиз применена следующая конструкция скважины: 762x508x340x245x178 мм. В Мексиканском заливе при глубине скважин более 6000 м дополнительно устанавливают хвостовики диаметром 114--127 мм.

Одна из особенностей конструкций морских скважин -- коренное отличие узлов подвески обсадных колонн от колонных головок, применяемых на суше. Использование типовых конструкций скважин облегчает герметизацию узлов подвески колонн и узлов дорогостоящего подводного устьевого комплекса.

Устьевое оборудование скважин может располагаться по отношению к поверхности моря по-разному:

* надводное на платформе, что облегчает монтаж, контроль и ремонт оборудования, но его использование ограничивается глубиной моря и метеорологическими условиями района бурения. При больших глубинах вследствие колебаний ПБУ и БС с надводной платформой бурильная колонна и водоотделительная колонна (стояк) испытывают большие вертикальные и горизонтальные нагрузки;

* надводное без опоры на платформу, которое оборудуется следующим образом: 1) с помощью специальных превенторов скважина изолируется от моря; 2) верхняя часть водоотделительной колонны вместе с устьевым оборудованием отсоединяется от ПБУ; 3) колонна, находящаяся на небольшой глубине от поверхности моря, вместе с устьем закрепляется с помощью подводных оттяжек и натяжной бочки. Такое обустройство скважины позволяет вести проходку с поверхности воды без подводного устьевого оборудования. Кроме того, в дальнейшем появится возможность осуществлять надводную эксплуатацию скважины с помощью особых заякоренных стоянок;

* подводное расположение, что позволяет закончить скважину бурением на глубинах моря более 1800 м. При этом методе волновая нагрузка на оборудование меньше, чем при надводной. Подводное устье соединено с судном с помощью водоотделительной колонны, направляющих тросов и системы гибких шлангов. Подводное оборудование состоит из подводной шестигранной плиты, передающей нагрузку от оборудования на грунт; устьевой головки для обвязки всех обсадных колонн и присоединения противовыбросового оборудования; нижнего замкового соединения и водоотделительной колонны с гибким соединением.

Все обсадные колонны подвешиваются в устьевой головке на дне моря. Управление подводным комплексом осуществляется с палубы ПБУ с применением гибких шлангов и гидравлической системы: разъединение и соединение частей осуществляется с ПБУ с помощью специальных зажимов. Все монтажные работы по сборке и разборке подводного оборудования выполняются с помощью монтажного устройства, размещенного на судне над отверстием в турели.

Помимо прочего, в случае с Приразломным, основным типом профиля стали наклонно-направленные скважины, ввиду их удобства и высокой эффективности в случае кустового, многозабойного бурения. Обусловлено это тем фактом, что грамотно подобранный зенитный угол позволяет ликвидировать возможное пересечение осей скважины, проводя же расчет профилей можно обеспечит больший обхват пласта, а следовательно, и увеличить возможный дебит.

Требования к конструкции наклонно-направленных скважин:

· обоснование профиля и интенсивности искривления (радиуса искривления) ствола скважины, исходя из заданной протяженности горизонтального положения в продуктивном пласте;

· расчеты дополнительных изгибающих нагрузок на колонны обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в интервалах искривления ствола;

· мероприятия по обеспечению безотказной и безаварийной работы колонн обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в условиях искривления ствола скважины в зенитном и азимутальном направлениях;

· технические условия по обеспечению проходимости внутри обсадных колонн труб, инструмента и приспособлений для проведения технологических операций, приборов, ловильного инструмента и внутрискважинного оборудования;

· гидравлическую программу, обеспечивающую транспорт шлама из горизонтального участка ствола скважины и вымыв газовых шапок;

· допустимые нагрузки на стенки скважины от силы прижатия колонны бурильных труб в местах интенсивного набора кривизны;

· Выбор резьбовых соединений и герметизирующих средств в интервалах интенсивного искривления ствола должен обеспечивать требуемые прочностные характеристики обсадной колонны, герметичность и надежность крепи в течение всего периода эксплуатации скважины. Типы применяемых резьбовых соединений и резьбовых смазок определяются рабочим проектом;

· Выбор наружного диаметра замковых соединений бурильной колонны, их конструкция производятся с учетом проектной интенсивности искривления ствола с целью минимизации нагрузок на стенку скважины для предупреждения желобообразования и снижения износа обсадных колонн.

2.3 Требования к методам вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин

Финальным этапом процесса бурения нефтяных и газовых скважин является вскрытие продуктивных пластов. Показатель продуктивности говорит о том, насколько эффективна будет нефтедобыча в данном месторождении, и по достижении такого пласта необходимо проводить ряд работ, нацеленных на сохранение оптимальных условий разработки и защиту от негативных факторов. Процесс вскрытия продуктивных пластов всегда осуществляется по заданной технологии, регламентирующей алгоритм и контролирующей безопасность работ и их результативность.

Данная процедура представляет собой комплекс действий, направленных на разработку пласта, имеющего подходящее соотношение дебита к депрессии, с целью выкачивания сырья из залежей месторождения. В ходе вскрытия необходимо позаботиться о том, чтобы не произошло открытого фонтанирования, но одновременно с этим важно, чтобы очищающие качества пластов природного происхождения остались неизменными.

Сформировавшаяся технология процесса мало чем отличается от бурения основного скважинного ствола, поэтому она не берет в расчет механические качества пластов породы. Выбор технологии вскрытия для нефтяной скважины воздействует на особенности освоения месторождения и играет важную роль в формировании характеристик конкретной скважины.

Технология вскрытия продуктивных пластов требует правильного составления рецепта раствора для бурения, использования работ по цементированию того вида, который окажет наиболее низкое отрицательное воздействие на фильтрационные свойства пластов. Плотность смеси должна определяться степенью давления в пластах, сам раствор должен иметь удерживающие способности, обладать гидрофобностью, высокой степенью смазывания, ингибирующими качествами. Технология также предусматривает регулярную очистку смеси механическими и химическими способами.

2.3.1 Первичное вскрытие продуктивного пласта

Первичным вскрытием называется разбуривание продуктивного пласта, а к вторичной работе относится перфорация. Первичное вскрытие считается первой частью работ по завершению, и они проводятся в самом пласте. Качество действий определяет степень загрязненности раствора и самого пласта, что напрямую отражается на проницаемости, поэтому крайне важно подобрать правильную технологию для конкретных условий. Всего выделяют три класса для первичного пластового вскрытия:

· Технологии, которые используются при давлении депрессивного типа в стволе скважины. Они относятся к 1 классу, и согласно им, для промывки используются насыщенные газом или прошедшие аэрацию жидкости.

· 2 класс - технологии, которые применяются, если пластовое и скважинное давление равны.

· 3 класс - репрессивное давление (показатель в скважине больше, чем в пластах).

После первичного вскрытия в ствол опускаются трубы НКТ, после чего делается цементирование: это также перекрывает пласт с высоким нефтесодержанием, что вынуждает повторно вскрывать его. Эти работы, известные как вторичное вскрытие, делаются при помощи перфорирования: это процедура создания специальных отверстий в колонне, цементной основе и пластовой породе, чтобы усилить гидродинамические связующие цепи между стволом и породой. Сегодня перфорирование делается разными методами; применяются устройства механического типа и взрывные виды.

В ходе перфорирования крайне важны следующие факторы:

· Гидродинамические показатели для скважины.

· Высокая прочность и надежная фиксация ствола.

· Минимальные затраты сил и времени.

2.3.2 Методы вскрытия продуктивных пластов

Ключевые требования, которые применяются к способам вскрытия пластов:

· Защита от ухудшения фильтрационных свойств призабойной области в ходе вскрытия пластов с низким уровнем давления.

· Предупреждение фонтанирования скважины при высоком давлении.

· Надежность конструкции трубопроводов, ствола и забойной зоны.

В ходе вторичного вскрытия, которое осуществляется перфорированием, могут использоваться различные перфораторы, выбор которых делается, исходя из давления пластов, механических свойств породы и степени проницаемости. Наиболее популярны пулевые, кумулятивные, гидропескоструйные, фрезерные и торпедные разновидности.

Используемый метод подразумевает, что формы и габариты отверстий для соединения колонны с пластом определяются созданными условиями и самим способом. В ходе вскрытия необходимо исключить попадания в пласт тампонажных и буровых смесей, которые могут существенно ухудшить его свойства. Вскрытие должно создать такие условия, в которых пласт будет эксплуатироваться максимально долго, а нефтяная добыча будет эффективной.

2.3.3 Разновидности оборудования для перфорирования

В ходе вторичного вскрытия могут использоваться перфораторы разной конструкции. Так, устройства пулевого типа спускаются в ствол на электрокабеле, и при создании импульса электричества осуществляется так называемый залп, в ходе которого происходят выстрелы по радиальной траектории. Диаметр пуль составляет 1,25 см, они способны пробить колонну с кольцом и оказаться в продуктивном слое. После этого появляются каналы, которые могут иметь длину от 6,5 до 15 см в зависимости от мощности оборудования и физико-химических свойств пласта.

Большей результативностью обладают устройства торпедной конструкции: они выстреливают снарядами разрывного вида, их диаметр колеблется от 2,2 до 3,2 см. При взрыве таких снарядов формируются глубокие каверны. Минусом этого и предыдущего типа оборудования является то, что после работы могут образоваться трещины на трубах и кольце из цементной смеси.

Применение кумулятивных устройств отверстия образуются в пласте, трубах и кольце при помощи прожигания стенок газовой сконцентрированной струей, которая образуется при взрывании снарядов кумулятивного типа. Давление струи доходит до 30 Гпа, и в породе создается канал длиной до 35 см, который имеет сужающуюся по длине структуру. Его максимальный диаметр составляет 1-1,5 см. минусом метода считается то, что газовая струя влечет подачу жидкости из ствола, из-за чего пласт засоряется, и в будущем при эксплуатации нефтяной приток может существенно уменьшиться.

Недостатки, которые характерны для перфорирования при помощи вышеописанного оборудования, отсутствуют, если использовать гидропескоструйный метод. Перфоратор опускается в ствол, а затем при помощи насосного оборудования проводится нагнетание жидкости с песчинками под определенным давлением (обычно его показатель варьируется от 15 до 30 МПа). Жидкость подается через насадки и медленно разрушает стенки ствола, кольцо и пласт в заданных точках. В ходе гидропескоструйной обработки создается полость, имеющая форму конуса с возрастающим диаметром. Глубина такой полости доходит до 1 метра, и преимуществом является то, что колонна не будет деформирована в соседних участках.

Также порой для вскрытия вторичного типа используется фрезерная перфорация, при которой по колонне опускается устройство с кругом для резки, вращающимся вокруг оси, и с его помощью в колонне делаются специальные щели. Минусом такого метода считается малая глубина спуска, поэтому его можно применять на скважинах, которые в силу тех или иных причин не могут быть углублены.

Повышать качество вскрытия продуктивных пластов следует двумя путями:

- выбором соответствующего типа бурового раствора для конкретного месторождения (пласта), обладающего определенными геолого-физическими свойствами породы-коллектора, слагающего пласт, и физико-химическими свойствами пластовых флюидов, с обязательным учетом степени возможных изменений петрографических свойств породы после вскрытия и условий фильтрации нефти или (и) газа через зону проникновения;

- выбором технологических режимов вскрытия, промывки скважины и проведения спускоподъемных операций, обеспечивающих минимальные размеры зоны проникновения компонентов бурового раствора в пласт.

Буровой раствор, предназначенный для вскрытия продуктивного пласта, перфорационных и других операций в скважине, при которых неизбежно его контактирование с компонентами пластовой системы, должен отвечать следующим основным требованиям:

- обладать способностью быстро формировать на стенках скважины практически непроницаемую фильтрационную корку, препятствующую проникновению фильтрата в пласт;

- иметь такой состав жидкой фазы, который при практикуемых в настоящее время значениях депрессии, создаваемых при освоении скважины, позволял бы уже в первые часы работы скважины ликвидировать, без заметных остаточных явлений, последствия проникновения фильтрата в призабойную зону;

- твердая фаза бурового раствора или ее большая часть должна полностью растворяться в кислотах (нефти), что позволит удалять ее со стенок скважины и закольматированной зоны пласта при освоении. Гранулометрический состав твердой фазы должен обеспечивать минимальное количество проникновения раствора в трещины (поры) за счет образования закупоривающих тампонов на входе в трещину.

2.4 Освоение скважины. Требования и технологии

Освоение скважины -- это комплекс геолого-технологических мероприятий, направленных на вызов притока из продуктивного пласта и обеспечивающих сохранение максимальной продуктивности коллектора.

Цель освоения -- восстановление естественной проницаемости пласта-коллектора, очищение перфорационных отверстий и получения того количества продукции скважины, которое соответствует потенциальным возможностям конкретной скважины.

Способы вызова притока жидкости (освоения) выбираются исходя от текущего значения пластового давления. В скважинах, где пластовое давление значительно превышает гидростатическое давление (фонтанные скважины), вызвать приток технологически проще, чем в скважинах с низким пластовым давлением, в которых нередко приходится применять специальные меры. При этом в скважинах с низкой проницаемостью пласта, необходимо дополнительно проводить работы по увеличению проницаемости.

Различают следующие способы освоения скважин: замена скважинной жидкости на жидкость с меньшей плотностью, свабирование, компрессирование, освоение струйным насосом, тартание, освоение глубинными насосами, освоение при помощи ГНКТ.

Замена жидкости на более легкую

Проводят смену скважинного раствора прямой или обратной промывкой при спущенных НКТ и герметизированном устье. Глинистый раствор заменяют на пластовую воду, пластовую воду на пресную или нефть, а нефть замещают различными пенными системами.

Свабирование

Одним из самых распространенных способов снижения забойного давления в скважине является свабирование. Сваб представляет собой поршень, оборудованный клапаном, который спускают на кабеле в лифт НКТ. Клапан при спуске поршня вниз открывается, а при ходе вверх закрывается. Уплотнение сваба достигается за счет резиновых манжет, укрепленных на металлическом стержне.

Компрессирование

При компрессировании приток в скважину получают вследствие снижения уровня жидкости в трубах за счет ее вытеснения газом. Перед компрессированием в скважину спускают лифт НКТ, в которой установлены на предварительно рассчитанных глубинах пусковые муфты с отверстиями или специальные пусковые клапаны.

Освоение струйными насосами

· Использование струйных насосов позволяет:

· Осваивать скважины с низким пластовым давлением;

· Производить снижение забойного давления, создавать плавную, управляемую депрессию на пласт с подачей рабочей жидкости как в трубное, так и в межтрубное пространство;

· Производить спуск в скважину автономных глубинных манометров с целью оценки величины создаваемой во время работы депрессии и характера притока из пласта;

· Производить закачку ПАВ, кислот в пласт под давлением.

Тартание

Тартание -- это метод освоения скважины жидкости желонкой, которая спускается на тонком канате с помощью лебедки. Желонка представляет собой трубу длиной 8м, в нижней части которой находится клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки находится скоба для установки каната. Обычно диаметр желонки не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За одно СПО желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06м³.

Освоение глубинными насосами

На истощенных месторождениях с просаженным пластовым давлением, где фонтанные выбросы маловероятны, скважины осваиваются откачкой из них жидкости насосами, спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Р_заб<Р_пл, при котором из продуктивного пласта начинает поступать флюид.

Освоение пенными системами

Метод похож по своей технологии на компрессирование. Данный способ заключается в том, что вместо инертного газа в затруб закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, и это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.

Газожидкостный эжектор

Технология вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов состоит в приготовлении с помощью последних, насосного и компрессорного оборудования двухфазных пен, закачивании их в скважину для вытеснения воды и создании необходимой величины депрессии на забое за счет меньшей плотности пены и ее самоизлива.

Освоение с ГНКТ

Комплекс работ при освоении потенциального объекта с помощью установки гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) включает в себя операции, предшествующие освоению и осуществляемые при вызове притока. К технологическим операциям, прешествующим освоению, относятся:

· Подготовительные работы к перфорации.

· Перфорация.

· Подготовительные работы к вызову притока.

К технологическим операциям по вызову притока относят мероприятия, при реализации которых достигается снижение забойного давления и создание условий для фильтрации пластового флюида из продуктивного пласта в скважину с последующим подъемом флюида на поверхность.

2.5 Заканчивание скважин. Технологические процессы

Технологии бурения и заканчивания наклонно-направленных скважин на месторождении должны соответствовать режимно-технологическим документам, а условия проведения работ - "Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (М., 2020 г.).

Разобщение пластов при существующей технологии крепления скважин - завершающий и наиболее ответственный этап, от качества выполнения которого в значительной степени зависит успешное строительство скважины. Под разобщением пластов понимается комплекс процессов и операций, проводимых для закачки тампонажного раствора в затрубное пространство (т. е. в пространство за обсадной колонной) с целью создания там надежной изоляции в виде плотного материала, образующегося со временем в результате отвердения тампонажного раствора.

Цементный камень за обсадной колонной должен быть достаточно прочным и непроницаемым, иметь хорошее сцепление (адгезию) с поверхностью обсадных труб и со стенками ствола скважины. Высокие требования к цементному камню обусловливаются многообразием его функций: плотное заполнение пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины; изоляция и разобщение продуктивных нефтегазоносных горизонтов и проницаемых пластов; предупреждение распространения нефти или газа в затрубном пространстве под влиянием высокого пластового давления; заякоривание обсадной колонны в массиве горных пород; защита обсадной колонны от коррозионного воздействия пластовых вод и некоторая разгрузка от внешнего давления.

Следует отметить, что роль и значение цементного камня остаются неизменными на протяжении всего срока использования скважины, поэтому к нему предъявляются требования высокой устойчивости против воздействия отрицательных факторов.

Цементирование включает пять основных видов работ:

· приготовление тампонажного раствора;

· закачку его в скважину;

· подачу тампонажного раствора в затрубное пространство;

· ожидание затвердения закачанного материала;

· проверку качества цементировочных работ.

Оно проводится по заранее составленной программе, обоснованной техническим расчетом.

В промышленных масштабах применяют способы цементирования по прямой схеме. Если через башмак обсадной колонны в затрубное пространство продавливают весь тампонажный раствор, способ называется одноступенчатым (одноцикловым) цементированием. Если обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажный раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине, способ цементирования называется многоступенчатым (многоцикловым). Простейший и наиболее распространенный способ - цементирование в две ступени (двухступенчатое). Иногда возникает необходимость не допустить проникновения тампонажного раствора в нижнюю часть обсадной колонны, расположенную в интервале продуктивного пласта, тогда этот интервал в затрубном пространстве изолируется манжетой, установленной на обсадной колонне, и сам способ цементирования называется манжетным. Выделяются также способы цементирования потайных колонн и секций, поскольку тампонажный раствор в этом случае закачивают по бурильной колонне, на которой спускают секцию или потайную колонну.

В мелких скважинах (например, структурных), которые заведомо не вскрывают продуктивных залежей и интервалов с высоким пластовым давлением, затрубное пространство можно изолировать тампонированием нижней части обсадной колонны глиной. Тампонирование выполняется по более простой технологии, чем цементирование, и обеспечивает лишь временную и довольно слабую изоляцию.

Тампонирование обсадной колонны в скважине может осуществляться задавливанием обсадной колонны на глубину до 0,8 - 1,2 м в пласт глины мощностью не менее 2,5 - 3,0 м; по способу с нижней пробкой, когда глину в виде шариков предварительно забрасывают на забой, а затем продавливают в затрубное пространство самой обсадной колонной, нижний конец которой перекрыт пробкой; по способу с верхней пробкой; в этом случае в нижнюю трубу набивают глину, над ней помещают пробку, с помощью которой вблизи забоя глину выпрессовывают под действием нагнетаемой с поверхности жидкости.



Заключение

Проходя производственную практику и, выполнив индивидуальное задание, мне удалось узнать, а в некоторых случаях пополнить знания, полученные во время обучения. Особенно это касается процессов, непосредственно связанных с бурением морских скважин, и их актуальности в настоящее время.

Также были получены знания, связанные с совершенствующимися технологиями бурения скважин, как процесса, метода вскрытия продуктивных пластов, компоновку обсадной колонны, а также заканчивая и крепления скважин, в особенности, наклонно-направленных скважин при кустовом бурении.

Стало значительно понятнее протекание множественных, достаточно кропотливых процессов монтирования вышек при шельфовом бурении, изоляции колонны.



Список литературы

1. Балаба, В.И. Обеспечение экологической безопасности строительства скважин на море/ В.И. Балаба// Бурение и нефть. - 2004. - №4. - С. 18-21.

2. Валов, В.М. Инструкция по расчёту колонн для бурения нефтяных и газовых скважин/ В.М. Валов, О.Д. Даниленко. - М.: ВНИИТнефть, 1997. - 156 с.

3. Булатов, А.И. Охрана окружающей среды в нефтегазовой умышленности/ А.И. Булатов, П.Л. Макаренко. - М.: Недра, 1997. - 358 с.

4. ГОСТ 12.0.003-74*. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация [Текст]. - Введ. 1976-01-01. - М.: Изд-во стандартов, 1974. - 3 с.

5. ГОСТ 12.2.003-91. Оборудование производственное. Общие требования безопасности [Текст]. - Введ. 1992-01-01. - М.: Изд-во стандартов, 1991. -11 с

6. ГОСТ 12.4.040-78. Органы управления производственным оборудованием. Обозначения [Текст]. - Введ. 1979-01-01. - М.: Изд-во стандартов, 1978. - 15 с.

7. Российская Федерация. Законы. Федеральный закон о континентальном шельфе Российской Федерации от 30.11.1995 N 187-ФЗ (ред. от 03.12.2008): принят ГД ФС РФ 25.10.1995//Росс. газ. - 1995. - 7 декабря. - с. 4.

8. Осадчий, А.Н. Нефть и газ на Российском шельфе: оценки и прогнозы/ А.Л. Осадчий // Наука и жизнь. - 2006. - №7. - с, 25-37.

9. Анализ разработки Приразломного месторождения. Отчет ООО «ЮганскНИПИнефть», 2002 г.

10. Технологический Регламент №П1-01С-008М-002ЮЛ-99 “Работа с периодическим фондом УЭЦН”. - Версия 1.0, Нефтеюганск, 2006 г.

11. Янин А.И.Комплексная технологическая схема разработки Приразломного месторождения. СибНИИНП, Тюмень 1990г, Том 1.

12. Никитин Б. А., Хведчук И. И. «Нефтяное месторождение Приразломное на Арктическом шельфе России». Геология нефти и газа, №2. Москва 1997 г.

13. Соловьёв Е.М. Заканчивание скважин. - М.: Недра, 1979. - 303 с

14. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов Р.Р. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин - Уфа: «ТАУ», 1999. - 408 с



Приложения

Приложение А

Рисунок П1. Местоположение месторождения



Приложение Б

Рисунок П2. МСЛП «Приразломное»



Приложение В

Рисунок П3. Представление установки

Размещено на Allbest.ru

...