Разработки нефтяных месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Одним из элементов понятия оптимальности систем разработки нефтяных месторождений является достижение максимально возможной и экономически оправданной величины нефтеотдачи пластов.

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки, с точки зрения обеспечения полноты выработки запасов во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной. Средний конечный коэффициент нефтеотдачи по данным ряда специалистов по всем месторождениям мира не превышает 0,34-0,39. Это означает, что если не применять принципиально новые методы улучшения выработки запасов, то около 65 % начальных запасов нефти останутся не извлеченными.

Разработка Туймазинского месторождения характеризуется постепенным ухудшением технико-экономических показателей процесса добычи по мере истощения запасов нефти.

Традиционные системы разработки нефтяных месторождений НГДУ «Туймазанефть» позволяют извлечь лишь до 50 % запасов нефти. Поэтому в последние годы на месторождениях широко внедряются новые методы увеличения нефтеотдачи пластов.

Одним из наиболее перспективных способов повышения коэффициента извлечения нефти на поздней стадии разработки Туймазинского месторождения является бурение боковых стволов из старого фонда скважин.

С одной стороны, только стоимость бурения бокового ствола из добывающей скважины обходится на 30-70 % дешевле бурения новой скважины. С другой стороны, бурение боковых стволов, направленных на нефтенасыщенные зоны пласта, позволяет охватить фильтрацией застойные зоны и избежать обустройства скважины и строительства новых выкидных линий и промысловых трубопроводов.

На поздних стадиях разработки месторождений эксплуатация части скважин с высокой обводненностью продукции и выработанностью запасов в зонах дренирования становится нерентабельной. Растет число малодебитных, высокообводненных и простаивающих скважин. Число таких скважин по АНК «Башнефть» составляет несколько тысяч, они могут дать до 1 млн. тонн нефти в год.

Восстановление бездействующего фонда при этом будет обходиться в 1,5-2,5 раза дешевле, чем бурение новых скважин. В условиях отсутствия инвестиций эта технология может оказаться эффективным средством интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.

1. Назначение и область применения скважин с боковыми стволами

нефть скважина дренирование

В настоящее время в связи с истощением нефтяных месторождений, полным использованием возможностей вторичных методов разработки ежегодно увеличивается число отработанных, нерентабельных скважин. Вместе с тем в продуктивных пластах остается значительное количество нефти в застойных зонах. Решением проблемы извлечения таких запасов и восстановления старых бездействующих скважин является ввод этих скважин в эксплуатацию путем бурения вторых стволов. Потенциальным для восстановления скважин бурением вторых наклонных стволов, прежде всего может быть фонд бездействующих скважин. Если на первом этапе разработки Туймазинского месторождения прирост добычи нефти осуществляется за счет увеличения фонда нефтяных скважин, то на современном этапе этого оказалось недостаточно ввиду истощения запасов и ухудшения технико-экономических показателей разработки месторождения. Сейчас Туймазинское месторождение находится на поздней стадии разработки и фонд нефтяных скважин с каждым годом сокращается.

Большое количество нефтяных скважин переходит в фонд наблюдательных, нагнетательных, пьезометрических, ожидающих ликвидации. В связи с этим было принято решение с целью извлечения остаточных запасов нефти в застойных зонах и в пластах, неохваченных разработкой при существующей системе, зарезать в данных скважинах боковые стволы.

Бурение боковых стволов на Туймазинском месторождении производиться с целью перевода скважин на эксплуатацию: вышележащего горизонта, нижележащего горизонта (углубление), текущего объекта с отходом в пределах 25-100 м и длиной бокового ствола 80-220 м. В зависимости от угла вхождения БС в продуктивный пласт различают боковые стволы с горизонтальным забоем (боковые горизонтальные стволы), с вертикальным первичным вскрытием пласта и вхождением БС в пласт под определенным зенитным углом. Боковые стволы применяются как для эксплуатации одного продуктивного объекта, так и для одновременной эксплуатации при вскрытии нескольких пластов.

Основными целями строительства боковых стволов в условиях Туймазинского месторождения являются следующие:

- повышение нефтеотдачи разрабатываемых объектов в результате уплотнения сетки скважин;

- повышение текущей добычи нефти путем восстановления действующего фонда скважин бурением боковых стволов из нерентабельных скважин, находящихся в бездействии, в консервации и ликвидированных по техническим причинам (аварии, прихват НКТ при цементировании и т.д.);

- вовлечение в разработку залежей нефти в выше и ниже залегающих продуктивных отложениях;

- увеличение темпов разработки линзовидных залежей, вскрытых недостаточным количеством скважин;

- вовлечение в разработку залежей нефти, совпадающих в плане лишь частично с основной, практически полностью выработанной;

- увеличение притока жидкости (соответственно и нефти) из карбонатов турнейского яруса путем совершенного вскрытия пласта.

Наиболее целесообразным является использование технологий бурения боковых стволов на поздней стадии разработки месторождений в связи с тем, что к этому времени на эксплуатационные объекты уже пробурена значительная часть основного и резервного фонда, а запасы выработаны не полностью. При этом величина остаточных запасов зачастую настолько мала, что бурение новых вертикальных скважин на них просто нерентабельно.

Боковые стволы могут использоваться для добычи нефти в большинстве залежей, за исключением рыхлых, сильно трещиноватых и обваливающихся пород, в которых затруднено бурение даже вертикальных скважин.

Геолого-физические условия эффективного применения БС:

- нефтяные залежи с трудноизвлекаемыми запасами;

- залежи с коллекторами, имеющими естественную вертикальную трещиноватость или разломы;

- пласты с высокой неоднородностью, особенно по вертикали;

- пласты с карстовыми или кавернозными образованиями;

- линзовидные пласты;

- пласты с малой толщиной;

- пласты с несцементированными песчаниками.

На основе анализа результатов бурения боковых стволов в АНК «Башнефть» и накопления опыта эксплуатации были обозначены критерии применимости метода, к которым относятся:

- наличие достаточных, не менее 5-6 тыс. тонн остаточных запасов нефти в зоне дренирования БС;

- достижение после бурения БС достаточно высокого начального дебита по нефти в размере 3-5 т/сут.;

- обеспеченность запасом пластового давления в зоне бурения БС и наличия системы поддержания пластового давления.

- в многопластовом разрезе в БС должна быть предусмотрена возможность раздельной эксплуатации нефтяного пласта, не допуская совместного вскрытия высокообводненных пластов.

Как видно, бурение БС имеет широкий диапазон области применения: увеличение текущей нефтеотдачи пластов, совершенствование системы разработки продуктивных объектов в целом, реабилитация старого фонда скважин и т.д.

При обосновании бурения боковых стволов в скважинах Туймазинского месторождения в каждом отдельном случае необходимо производить оценку геолого-физических критериев эффективного применения метода, обобщать и анализировать опыт эксплуатации ранее пробуренных боковых стволов.

2. Техника и технология бурения боковых стволов

Для обеспечения надежности и успешного проведения строительства бокового ствола необходимо: детально изучить геолого-технические условия строительства и эксплуатации скважины и ее современное состояние; выбрать наземное оборудование; определить оптимальную глубину интервала забуривания ствола; установить способ вскрытия обсадной колонны и способ ориентирования отклоняющей компоновки; рассчитать проектный профиль ствола; выбрать и рассчитать отклоняющие компоновки бурильного инструмента с максимально возможной интенсивностью искривления с учетом пропускной способности «окна» в обсадной колонне геофизических приборов и скважинного оборудования; определить способ крепления и освоения бокового ствола.

На основании полученных данных разрабатывается проектно-сметная документация на комплекс работ по капитальному ремонту скважин методом зарезки боковых стволов.

По данным геофизических исследований скважины выбирается место вскрытия «окна» и глубина интервала забуривания. При этом необходимо учитывать физико-механические свойства горных пород в интервале забуривания бокового ствола. Следует выбирать интервалы залегания пород средней твердости, не склонных к осыпанию, набуханию и обвалам; максимальная интенсивность искривления оси скважины должна быть не более двух-трех градусов на десять метров в случае вырезания «окна» с клина; место вырезания «окна» в колонне должно быть выше муфтового соединения не менее трех метров; при сплошном фрезеровании участка колонны наиболее предпочтительно вырезать «окно» в средней части трубы. Также необходимо учитывать возможность ГНВП и принимать меры по их предотвращению.

Строительство бокового ствола в скважине включает в себя выполнение следующих работ:

- подготовительные работы;

- исследование технического состояния скважины;

- ликвидация нижней части основного ствола скважины;

- установка цементного моста и клина-отклонителя;

- вырезание окна в обсадной колонне;

- бурение второго ствола;

- крепление скважины и освоение.

На скважинах с полностью зацементированной эксплуатационной колонной бурение второго ствола производится через щелевидное окно в колонне или через сплошной вырез колонны. Фрезерование «окна» в эксплуатационной колонне производится специальным рейбером-фрезером типа РФУ-146, РФУ-168. После фрезерования перед началом бурения бокового ствола необходимо очистить скважину от металлической стружки, для чего требуется прокачать через забой 5-6 м³ вязкого глинистого раствора. Сплошное вырезание колонны производится с помощью универсального вырезающего устройства (УВУ).

При частично зацементированной эксплуатационной колонне допускается отрезание колонны (в интервале предполагаемой глубины зарезки) с последующим подъемом ее верхней части.

При восстановлении скважины с открытым забоем бурение дополнительного ствола производится с цементного моста, установленного ниже башмака эксплуатационной колонны.

Забуривание и бурение интервала набора кривизны производится следующей компоновкой бурильного инструмента:

- долото трехшарошечное диаметром 123,8, 139,7, 142,9, 145 мм;

- двигатель-отклонитель с углом искривления переводника 1 градус 30 минут - 3 градуса, диаметром 85, 105, 106, 127 мм;

- легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) диаметром 73, 90, 103 мм длиной 9-12 метров;

- стальные бурильные трубы диаметром 73, 89, 114 мм.

Ориентирование инструмента производится с помощью инклинометра ИЭС-36/30, устройства «ОРБИ-36» или гироскопической телесистемой.

Интервалы стабилизации бокового ствола бурятся компоновкой: долото; полномерный калибратор лопастной по диаметру долота; забойный двигатель; легкосплавная бурильная труба; стальные бурильные трубы.

Тип и параметры бурового раствора зависят от геологического разреза скважины. При устойчивом разрезе, сложенном, в основном, известняками и доломитами, применяется техническая вода. При бурении боковых стволов на терригенный девон промывка забоя от «окна» до доманиковского горизонта производится технической водой, ниже глинистым раствором.

В настоящее время на Туймазинском месторождении работают две установки А-50 МБ, 2 установки АР-60/80 и 4 установки БУ-75Э.

Установка А-50 МБ грузоподъемностью 50 тонн - самоходная, оборудована верховой палатой, ротором, грузоподъемность позволяет работать до глубины забоя 1700-1750 метров.

Установка АР-60-80 самоходная на базе шасси «Ураган», грузоподъемность - 80 тонн, работает до глубины забоя 1750-1850 метров. Так же оборудована верховой палатой.

Установка БУ-75Э монтируется если забой скважины 1850 метров и более.

Бурение бокового ствола в скважине это сложный комплекс инженерно-технических работ, требующий применения специальной технологии и техники, знания геолого-физических условий проводки скважины, соблюдения технологических режимов строительства скважины и требований к профилю и конструкции бокового ствола.

От качества строительства бокового ствола, вскрытия и освоения продуктивного пласта зависит эффективность дальнейшей эксплуатации боковых стволов.

3. Конструкция боковых стволов

Пробуренные боковые стволы обсаживаются хвостовиком диаметром 102 или 114 мм с последующей перфорацией в продуктивной зоне или со вскрытием продуктивного пласта открытым забоем диаметром 76-124 мм.

Бурение БС в скважинах Туймазинского месторождения производится, в основном, из обсаженных основных стволов с диаметрами эксплуатационных колонн 140, 146 и 168 мм. При этом в результате применения долот для бурения БС соответствующего типоразмера происходит уменьшение диаметра ствола скважины (бокового ствола). Так для забуривания боковых стволов из 168 мм колонны применяются 139,7 мм, 142,9 мм, 144 мм долота и спускается хвостовик диаметром 114 мм. Если диаметр колонны - 146 мм, то применяется 123,8 мм долото и спускается 102 мм хвостовик.

Отрицательным последствием уменьшения диаметра бокового ствола является наличие малого зазора между обсадной колонной БС (102 или 114 мм) и стенками скважины, что плохо сказывается на качестве цементирования обсадной колонны.

Также малый диаметр хвостовика БС приводит к ограничению применения типоразмеров насосного оборудования, спускаемого в боковой ствол при дальнейшей эксплуатации.

Диаметр бокового ствола выбирается, исходя из требования обеспечения минимально допустимой разности диаметров между муфтами эксплуатационных труб и стенками скважины в 10 мм с точки зрения нормального спуска колонны и ее цементирования. При невозможности обеспечения такого зазора по всему стволу допускается проведение местных расширений.

Колонну эксплуатационных труб компонуют снизу вверх следующим образом: башмак, обратный клапан, кольцо-«стоп», колонна эксплуатационных труб, подвесное устройство (якорь), разъединитель резьбовой или цанговый, инструмент, на котором спускают хвостовик. Возможен спуск заранее перфорированного хвостовика. Верхний конец хвостовика располагается внутри эксплуатационной колонны на расстоянии 50 м от интервала выреза окна.

Цементирование хвостовика производится по всей длине его установки, за исключением продуктивного интервала, при этом применяется модульный отсекатель пластов (МОП), что исключает ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны пласта при креплении скважин. На рисунке 1 представлена конструкции боковых стволов.

а - при вырезании окна в эксплуатационной колонне; б - при вырезании части эксплуатационной колонны; в - при извлечении верхней незацементированной части эксплуатационной колонны; г - при комбинированном способе бурения бокового ствола; д - с открытым забоем.

1 - клин - отклонитель; 2 - цементный мост.

Рисунок 1. Конструкции боковых стволов скважин

В целях повышения качества строительства бокового ствола и совершенствования конструкции скважины необходимо:

- забуривание бокового ствола производить после извлечения эксплуатационной колонны в интервале от устья до глубины вырезания «окна» и после дующее бурение БС производить без потери диаметра;

- производить местные расширения бокового ствола скважины;

- цементирование хвостовика производить до кровли продуктивного пласта с оставлением забоя открытым (совершенное вскрытие пласта) или спускать заранее перфорированный хвостовик с последующим цементированием до кровли пласта

4. Организация и проведение работ при бурении боковых стволов

При проведении бурении боковых стволов проводятся следующие виды работ:

1. Оборудование устья скважины должно соответствовать схеме.

2. Спустить компоновку: долото 124мм + ДР106 (2,07) + ЛБТ89 (с прибором ЗТС - 42) + СБТ73 на глубину 1215м. Произвести зарезку бокового ствола и набор кривизны по магнитному азимуту 180 с отходом 250м с промывкой тех.жидкостью уд.в. = 1,18 г/см³ до 1300м. Поднять инструмент.

Режим бурения: во время набора кривизны нагрузка на долото до 3т, расход промывочной жидкости 12 л/сек.

Спустить роторную компоновку: КЛ124 + УБТ108 (48м) + СБТ73. Проработать ствол скважины в интервале набора кривизны (1200…1300м). Поднять инструмент.

Спустить компоновку: долото 124мм + КЛ124 + Д106 + УБТ108 (48м) + СБТ73 на глубину 1300м. Бурение вести на тех. жидкости уд.в. = 1,18 г/см³ в инт. 1300…1620м. Поднять инструмент.

Режим бурения: нагрузка на долото до 7т, расход промывочной жидкости 12 л/сек.

5. Спустить компоновку: долото 4^7/8STR-44 + КЛ124 + УБТ108 (48м) + СБТ73 на глубину 1620м. Бурение вести с промывкой полигликолиевым ингибированным буровым раствором с параметрами: уд.в. = 1,18 г/см³, водоотдача 5…6 см³/30 мин, вязкость 25…30 сек. в инт. 1620…1725м. Поднять инструмент.

Перед вскрытием продуктивного пласта опрессовать превентор на 7МПа.

Режим бурения: нагрузка на долото до 9т, расход промывочной жидкости 12 л/сек.

6. Спустить роторную компоновку: долото 124мм + КЛ124 + УБТ108(48м) + СБТ73. Проработать ствол скважины в инт. 1200…1725м. Поднять инструмент.

Произвести геофизические исследования согласно индивидуальной программы работ (забой - 1725м).

Инклинометрический контроль проводить через 50…100 метров проходки.

Спуск и цементирование 102 мм «хвостовика» в инт. 1050…1725м проводится по отдельному плану.

Аварийное оборудование при выполнении работ не используют. На скважине имеют следующие средства защиты: газоанализатор АНКАТ-7631, противогазы КД, БКФ, предохранительный пояс, диэлектрические перчатки, защитные очки, медицинскую аптечку, огнетушители. КВС производят согласно утвержденного графика и перечня мест отбора проб воздуха. Промывку выполняют с добавлением в промывочную жидкость нейтрализатора сероводорода «Калан» (5кг/1м³).

Мероприятия по предотвращению ГНВП:

Имеет в запасе: ПВО ПТМ 156х21, жидкость в объеме 50м³ (уд.в. = 1,18 г/см³) на узле приготовления глинистого раствора, условия доставки - спецтехника; СПО производить с постоянным доливом скважины; провести инструктаж по предотвращению ГНВП; учебные тревоги проводить согласно утвержденного графика; связь с диспетчером должна осуществляться по рации; не допускать разлива нефтепродуктов и промывочной жидкости на территорию; после завершения работ очищают территорию от замазученности, хим. реагентов и других материалов. В случае возникновения ГНВП и ОФ действуют согласно ПЛВА.

Заключение

В данной работе был произведен анализ состояния эксплуатации боковых стволов скважин Туймазинского месторождения. В работе представлены причины низкой эффективности эксплуатации и основные направления повышения результативности бурения боковых стволов. Повышение эффективности метода возможно в результате совершенствования методов геолого-физического обоснования выбора промыслового объекта для зарезки боковых стволов, прогнозирования технологических показателей эксплуатации БС на основе математического и фильтрационного моделирования и технико-экономического обоснования (ТЭО) применения метода на Туймазинском месторождении.

В работе также представлены техника и технология бурения боковых стволов на Туймазинском месторождении, способы заканчивания скважин, конструкции боковых стволов. Снижению эффективности эксплуатации БС способствуют: потери диаметра ствола скважины при зарезке и бурении бокового ствола и как следствие малые диаметры БС, несовершенство технологий первичного вскрытия пласта и заканчивания скважин, невозможность установки насосного оборудования в боковой ствол, что влечет за собой работу оборудования при повышенном газосодержании на приеме насоса, неоптимальные режимы работы оборудования и как следствие - потери в добыче нефти.

Список литературы

1. Анализ размещения и бурения боковых стволов и составление моделей. Отчет о научно-исследовательской работе. - Уфа: БашНИПИнефти, 2006 год.

2. Гилязов Р.М. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами/Р.М. Гилязов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002 г.

3. Габдрахманов Н.Х. Обобщение геолого-физических данных с целью выявления остаточных запасов нефти при бурении боковых стволов в НГДУ «Туймазанефть»/Н.Х. Габдрахманов - М.: ВНИИОЭНГ, РНТС, сер. Нефтепромысловое дело. - 2000 г.

4. Исхаков И.А. Анализ эксплуатации скважин с боковыми стволами на месторождениях АНК «Башнефть»/И.А. Исхаков - М.: ВНИИОЭНГ, РНТС, сер. Нефтепромысловое дело. - 2003 г.

5. Строительство и эксплуатация нефтяных скважин с боковыми стволами/Р.М. Гилязов, Н.Х. Габдрахманов, Г.С. Рамазанов и др. - Уфа: РИО НБ РБ, 2001 г.

6. Акбулатов Т.О. Расчеты при бурении наклонно-направленных скважин/Т.О. Акбулатов, Л.М. Левинсон.

7. Гафарова З.Р. Учебно-методическое пособие по выполнению экономической части дипломных проектов/З.Р. Гафарова. - Уфа: УГНТУ, 2000 г.

Размещено на Allbest.ru