Эффективность восстановления скважин методом бурения боковых стволов в НГДУ «Лянторнефть»

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

2004 г.

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 40 000 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

1.1 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) -22С. 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 +17С, максимальное ее значение +35С. Среднегодовая температура отрицательная и составляет -3,1С. 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 20×190 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 20×55 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 4×16 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.

1.3 Характеристика продуктивных горизонтов Нефтегазоносность Лянторского месторождения связана с отложениями нижнего мела и средней юры.

В подсчете запасов были выделены следующие залежи: газонефтяные — в пластах АС9, АС10, АС11;

нефтяные — в пластах БС81, БС82, БС16−17, БС18, БС19−20, ЮС2.

В ГКЗ РФ запасы нефти были утверждены по пластам АС9, АС10, АС11, БС8, БС18.

По соотношению газои нефтенасыщенных частей основных продуктивных пластов АС9−11 Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическому строению — сложнопостроенным. Ниже приводится характеристика основных продуктивных горизонтов Лянторского месторождения.

Песчаный пласт АС11 относится к нижней части эксплуатационного объекта АС9−11 и характеризуется наиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим и формы залегания песчаных тел, формирующих пласт, весьма разнообразны (линзы, полулинзы, врезы и т. д.).

Общая толщина пласта АС11 изменяется в очень широком диапазоне значений от 4 до 50 м. Зоны максимальных толщин пласта, как правило, укладываются в вытянутые полосообразные формы, напоминающие разветвленные русла с тенденцией их приуроченности к присводовым зонам Востокинской, Январской и Лянтор ской структур. Зоны уменьшенных толщин, напротив, тяготеют к межструктурным нарушениям (сочленения Таняунской и Январской, Январской и Лянторской, Январской и Востокинской структур).

Эффективные толщины пласта АС11 также характеризуются широким диапазоном изменения от 2−4 до 28−30 м. Зоны максимальных эффективных толщин достаточно четко укладываются в субмеридиальную (относительно узкую) полосу, характеризующуюся на отдельных участках субширотными ответвлениями (Лянторское поднятие в районе ДНС 2,4,5,6). Уменьшенные эффективные толщины характеризуются преимущественной приуроченностью к восточному и западному бортам Лянторской структуры.

Две залежи пласта АС11 Лянторской площади приурочена к брахиа-тиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиональном направлении и осложняющему западное крыло региональной структуры. Размеры поднятия составляют 16×4−6 км, высота 40 м.

Проницаемая часть пласта АС11 изучена по 7 скважинам, в четырех из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пористость изменяется от 19,3 до 28,6% и среднем по пласту составляет 24,5% (25%), по нефтенасыщенной части 23,9%, по водонасыщенной- 25,8%. Проницаемость изменяется от 2.2*10−3 до 698*10−3 мкм2 при среднем значении 266*10−3 мкм2, по нефтенасыщенной части — 258*10−3 мкм2, по водонасыщенной — 276*10−3 мкм2. Среднее значения по скважинам существенно не различаются и изменяются от 229*10−3 до 316*10−3 мкм2 .

Коллекторские свойства пласта АС11 определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость изменяется от 21 до 26% при среднем значении 24,8%. Среднее значение проницаемости 536*10−3 мкм2 при вариациях 1*10−3 — 1493*10−3 мкм2 .

Эффективные толщины пласта АС1О в пределах месторождения изменяются от 4−8 до 24 м. В плановом размещении не просматривается четкой геоструктурной привязки. На Январском поднятии они тяготеют к его юго-западному и западному погружениям, а на Востокинском — связываются с его присводовой частью и восточным крылом. Зоны уменьшенных и минимальных эффективных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения. Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от Тайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинской структур до западного крыла Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его южную периклиналь, отвечающей территории ДНС 2,4,1,19. Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры.

Характер изменения песчанистости пласта АС10, очень близок поведению эффективных толщин. Диапазон изменения коэффициента песчанистости весьма широк и находится в пределах 0,2−1,0.

Газонефтяные залежи пласта АС10 являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения и содержат основные запасы нефти (57,4%).

В подсчете запасов залежи пласта АС10 были выделены в пределах единого контура нефтеносности, охватывающего Лянторскую, Январскую, Востокинскую структуры, в районе Тайбинского поднятия и две залежи на Таняунской структуре. На южном окончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 км.

Размеры залежи в пределах основной площади 57×19 км, высотой нефтяной оторочки 15 — 17 м, высотой газовой шапки на Лянторской структуре — 44 м, Январской — 35 м, Востокинской — 18 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 22 м при среднем значении 7,5 м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4 м.

Залежи пласта АС10 отделяются от вышележащего пласта АС9 глинистым экраном толщиной от 2 до 8 м и более, имеющий почти повсеместное распространение.

Проницаемая часть пласта АС10 представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупнои среднезернистых. Коллекторские свойства пласта АС10 изучены по 88 скважинам.

Открытая пористость изменяется от 14,8 до 29,9% при среднем значении 24,8% (25%). Большая часть пород (бб%) имеет пористость 24−28%. Проницаемость изменяется от 1,3*10−3 — до 2735*10−3 мкм2. По площади месторождения наибольшая часть пород имеет проницаемость от 100*10−3 до 500*10−3 мкм2. Участки с проницаемостью менее 100*10−3 мкм2 тяготеют к погруженным частям структурных осложнений.

Коллекторские свойства пласта АС10 определялись также по данным ГИС. Среднее значение пористости составляет 25% при вариациях от 21 до 26%. Проницаемость изменяется от 1*10−3 до 1493*10−3 мкм2 при среднем значении 590*10−3 мкм2 .

Песчаный пласт АС9 выделяется в составе сангопайской свиты, характеризуется всеобщим распространением в пределах месторождения и перекрывается сверху глинистыми аналогами пластов АС7 и АС8, а также типично морскими осадками быстринской пачки глин.

Зоны максимальных значений общих толщин пласта приходятся на северную и южную периклинали Лянтор ского поднятия, а также присводовые участки Востокинской и Январской структур. Зоны минимальных толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянторской и Январской структур и к северной периклинали Востокинского поднятия.

В геоструктурном отношении отмечается тенденция приуроченности максимальных эффективных толщин пласта АС9 к восточным присклоновым участкам структурных поднятий, за исключением Востокинского поднятия, в пределах которого они образуют достаточно обширную зону, совпадающую в плане с территорией ДНС 10, 13, 14.

Залежи пласта АС9 характеризуются самым широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30−44м.

В подсчете запасов газонефтяные залежи пласта АС9 были выделены в пределах основной площади (Лянторская, Январская и Востокинская структуры), а также в районе Таняунской, Тайбинской (восточная площадь) и Тутлимской структур.

Основная залежь пласта AC9 имеет размеры 72×22 км, высоту нефтяной оторочки 17 м, газовой шапки на Лянторской структуре- 74 м, Январской- 48 м, Востокинской- 43 м.

Проницаемая часть пласта АС9 представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Коллекторские свойства пласта изучались по 129 скважинам.

Открытая пористость, изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне от 16,1 до 29,8% при среднем значении 24,3% (24%)

Наибольшая часть пород (80%) имеет пористость 22−26%, у13% пород более 26%.

Проницаемость по пласту в среднем составляет 299*10−3 мкм2 и изменяется от 1,1*10−3 до 1830*10−3 мкм2. Большая часть образцов (64%) имеет проницаемость 100*10−3 — 500*10−3 мкм2, проницаемостью более 500*10−3 мкм2 характеризуется 16% пород.

По площади пласта коллекторы в большинстве скважин имеют проницаемость от 102*10−3 до 495*10−3 мкм2. Участки с проницаемостью более 500*10−3 мкм2 отмечаются в центральной части месторождения, на восточном и западном крыльях Востокинской структуры и на юге Таняунской площади. Участки развития коллекторов с проницаемостью от 10*10−3 до 100*10−3 мкм2 выделяются на западном и восточном склонах южной части месторождения, в периферийных участках центральной части месторождения и на севере.

Коллекторские свойства по данным промысловой геофизики незначительно отличаются от значений определенных по керну. Среднее значение пористости составляет 24,6% при вариациях от 21 до 26%, проницаемости — 432*10−3 мкм2.

1.4 Состояние разработки Лянторского месторождения По состоянию на 1.01.2003 года на месторождении пробурено всего 5765 скважин, что составляет 95,2% проектного фонда. Отобрано 164 632,217 тыс.т. нефти с начала разработки (76,9% от начальных извлекаемых запасов) при текущей обводненности 92,67%. За отчетный год добыто 8257,750 тыс. т нефти, что составляет 82,58% максимального годового уровня добычи нефти, предусмотренного «Технологической схемой разработки Лянторского месторождения». Темп отбора за год от начальных извлекаемых запасов составил 4,1%. Уровень добычи жидкости за 2002 год составил 113 184,276 тыс.т. Фактический средний дебит по нефти одной скважины за год — 6,5 т/сут, по жидкости 88,5 т/сут., при среднегодовой обводненности 92,70%. Добыча нефти за счет проведения капитального ремонта за текущий год составила 1952,613 тыс.т., ГРП провели в 11 скважинах, дополнительная добыча по ним составила 59,151 тыс.т., ГПП — в 16 скважинах с дополнительной добычей 12,315 тыс.т. Кроме того, провели гидромеханическую щелевую перфорацию в 35 скважинах, дополнительная добыча по которым составила 25,862 тыс.т.

Эксплуатационный фонд добывающих скважин на конец года составил 3836, действующих — 3562, в периодической работе 130, из них 52 скважина со слабым притоком, 1 скважина из-за высокого газового фактора. На 1.01.2002 года на месторождении фонтанный фонд составил всего 1 18 скважин, дающих 43 со средним дебитом нефти на конец года 3.0 т/сут. Добыча нефти по фонтанным скважинам составила 71 712 т — 0.9% от общей добычи по месторождению. Максимальный объем добычи — 97.2% составляет добыча из скважин, оборудованных ЭЦН (8 020 314 т). Фонд скважин, оборудованных ЭЦН, на 1.01.2002 года составил 342 скважины со средним дебитом нефти за год 7.0 т/сут. Фонд скважин, оборудованных ШГН, составил 31 скважину со средним дебитом нефти 1.7 т/сут, добыча за год из этих скважин составила 158 587 т (1.9%). Неработающий фонд добывающих скважин на 1.01.2002 года по месторождению составил 368 скважин, добывные возможности которых на конец года составили 1486 т/сут. За 2002 год из консервации выведено 66 скважин, в том числе в работу 46 скважин, пьезометрический фонд — 3 скважины.

Распределение обводненности по площади показывает, что повышенные значения (> 90%) связаны как с хорошо разрабатываемыми районами: ДНС — 4,2,3,5,6,7 так и с районами с низкой степенью выработки: ДНС — 13, 14,12,10. Наибольший объем накопленной добычи приходится на ДНС — 3, добыча с начала разработки составила 21 835,218 тыс. т. нефти, ДНС — 4— 16 461,894 тыс.т., ДНС — 6 — 14 724,723 тыс.т., ДНС — 5 — 14 161.153 тыс. т, что соответственно составляет 14.0%, 10.5%, 9.4%, 9.1% от накопленной добычи нефти по месторождению. Основные текущие отборы нефти сосредоточены на ДНС — 6 (8.6% годовой добычи по месторождению), ДНС — 17 (7,3%), ДНС — 20 (7.2%), ДНС — 3 (7.1%), ДНС — 8 (6.7%). Согласно анализу распределения текущих (остаточных) балансовых запасов нефти отмечается неравномерность выработки запасов нефти по ДНС.

Наибольшая степень выработки наблюдается на ДНС — 4 — 31%, ДНС — 7 — 24.1%, ДНС — 11 — 23.6%, ДНС — 3 — 23%, наименьша я — в районах ДНС — 13 — 6.6%, ДНС — 14 — 7.1%, ДНС — 12 — 9,9%, ДНС 19 — 8.8%, ДНС — 16 — 11.6%. Анализ выработки запасов проводился по результатам исследований методами ГИС по контролю за состоянием разработки, а также по результатам дострелов в газонефтяной и газовой зонах. Отмечено, что продолжается процесс стягивания контуров нефтегазоносности как из-за отборов газа из газовой шапки, так и в результате формирования системы воздействия, при нагнетании воды в подгазовую зону. По данным РК в 2002 году внедрение жидкости в газовую шапку отмечено в 199 скважинах, в том числе подъем ГНК — в 16 скважинах.

Продолжались работы по вовлечению в разработку контактных и перемещенных запасов нефти. Всего за 2002 год произведено дострелов в 119 скважинах. Большая часть дострелов (100 скважин) была направлена на вовлечение в разработку первоначально газонасыщенных интервалов, в процессе разработки замешенных нефтью. Наиболее эффективными являются дострелы, направленные на подключение контактных нефтенасыщенных интервалов совместно с замещенными. Дополнительная добыча нефти от проведения этих мероприятий составила 265.145 тыс. т. Для вовлечения в активную разработку районов со слабо дренируемыми запасами нефти в текущем году восстановлены бурением вторых стволов 53 аварийные и высокообводненные скважины, из которых в 2002 году добыто 98.653 тыс. т нефти, средний дебит на конец 2002 года по ним составил 12.0 т/сут. В 2002 году продолжался эффект от восстановления бурением скважин, пробуренных в 1998 и 1999 годах. Общая добыча по скважинам с пробуренными боковыми стволами за 2002 год составила 225,103 тыс. т нефти при среднем дебите на конец 2002 года — 11.1 т/сут.

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 131 876.3 тыс. мЗ воды. Среднесуточная закачка воды составила 361 305 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 16 057.746 и 15 554.672 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 132 695.11 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 промысловогидродинамических 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 7 м;

— 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;

4) 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 техникоэкономической 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.

Осуществляется глушение скважины солевым раствором.

Производятся монтаж бурового оборудования (подъемника, циркуляционной системы и обвязки), демонтаж фонтанной арматуры.

Схема расстановки оборудования при бурении боковых стволов приведена на 3 листе графического раздела дипломного проекта.

Монтируется противовыбросовое оборудование согласно схеме оборудования устья и производится опрессовка.

Выполняется подъем внутрискважинного оборудования.

С целью определения технического состояния эксплуатационной колонны, возможных участков сужения проводятся её шаблонирование. Для обеспечения свободного спуска клин-отклонителя и компоновок для фрезерования «окна» осуществляется шаблонирование эксплуатационной колонны шаблоном, имеющим следующие размеры:

Dш = 122 мм для ЭК 139 мм; ;

Dш = 126 мм для ЭК 146 мм;

Dш = 144 мм для ЭК 168 мм;

Lш=6 м, Где Dш — диаметр шаблона;

Lш — длина шаблона.

При необходимости обсадная колонна прорабатывается компоновкой фрезов до свободного прохождения, для скважин старше 15 лет проводится ГФФ, СТДТ.

Проводятся геофизические работы по определению глубины забоя с записью локатора муфт (ЛМ) и оценки качества цементирования камня (ОЦК). На основании данных ЛМ и ОЦК, с учетом результатов предварительного профилирования БС, определяется интервал забуривания бокового ствола. При выборе интервала забуривания, место зарезки БС выбирается, по возможности, ближе к забою основного ствола. В случае низкого качества цементного камня за эксплуатационной колонной или его отсутствие проводятся работы по повторному цементированию затрубного пространства эксплуатационной колонны в интервале забуривания с предварительным перфорированием ее для закачки тампонажного раствора. Работы по повторному цементированию могут проводиться после установки клин-отклонителя и вырезания «окна» в эксплуатационной колонне.

Выполняется установка на забое ликвидационного моста. Пордготовка ствола скважины к уставновке ликвидационного моста осуществляется в порядке, установленном руководящими документами. Изоляционные работы проводятся с выполнением действующих правил и инструкций. При экономической целесообразности возможно совмещение установки эзоляционнго и технологического мостов. После установки ликвидационнго моста эксплуатационная колонна опрессовываектся.

Для зарезки бокового ствола с помощью отклоняющего клина (клин — отклонителя) устанавливается технологический цементный мост, который может быть создан закачкой цементного раствора. При этом векрхняя часть моста располагается выше муфты обсадной колонны в соотвествии с инструкцией по эксплуатации клин-отклонителя. Взрывной пакер рекомендуется использовать для повышения надежности цементного моста перед его установкой.

Для установки цементных мостов рекомендуется применение специальных тампонажных составов, обеспечивающих повышения их физико-механических свойств.

Перед спуском взрывпакера эксплуатационная колонна в зоне установки цементного моста очищается скребком, а скважина промывается в течение одного цикла.

После ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) определяется верх цементного моста. При необходимости мост разбуривается до требуемой глубины, эксплуатационная колонна опрессовывается на давление, согласованное с НГДУ. При отрицательных результатах опрессовки эксплуатационной колонны выясняется причина, и принимаются меры к ликвидации негерметичности.

2.5 Технология зарезки боковых стволов Основной вариант зарезки бокового ствола заключается в вырезании «окна».

В скважину спускается клин-отклонитель диаметром 114 — 115 мм (как отечественного, так и зарубежного производства) с ориентирующим устройством и устанавливается на искусственный забой. Работы по спуску и установке клин-отклонителя производятся в соответствии с технологией фирм производителей.

Технические характеристики клин-отклонителей для 146 мм и 168 мм колонн даны в таблице 2.1.

Таблица 2.1 — Техническая характеристика клин-отклонителя

Спуск компоновки на стальных бурильных трубах (СБТ) производятся с замером длины инструмента со скоростью не более 0,2 м/с.

Установка клин-отклонителя в наклонно-направленных скважинах должна производится ориентировочно в пределах +90 градусов по отношению к азимуту искривления основного ствола в месте установки для предотвращения выпадания клин-отклонителя.

В вертикальных скважинах установка клин-отклонителя должна производиться в направлении проектного азимута зарезки бокового ствола.

Ориентирование клин-отклонителя может осуществляться с помощью телесистемы или гидроскопа. Рекомендуется осуществлять ориентирование клин-отклонителя с помощью гидроскопа и вырезать «окно» в обсадной колонне без дополнительной СПО.

Компоновка низа бурильной колонны для ориентирования клин-отклонителя и вырезания окна за один рейс включает в себя:

— клин-отклонитель;

— оконный фрез;

— два арбузных фреза;

— патрубок под гидроскоп;

— спиральные ТБТ — 4 шт;

— бурильные трубы СБТ — 73.

В том случае, если ориентирование клин-отклонителя осуществлялось с помощью телесистемы, то после установки клинотклонителя компоновка с подвесным устройством и телесистемой поднимается, и спускается компоновка для вырезания «окна».

Для эксплуатационной колонны диаметром 146 мм компоновка включает:

— стартовый фрез диаметром 124 мм;

— спиральные ТБТ — 4 шт;

— бурильные трубы СБТ — 73.

Осуществляется вскрытие «окна» в обсадной колонне ротором. Параметры режима фрезерования следующие:

— нагрузка на фрезер 5 кН;

— частота вращения ротора 60−80 мин

— производительность насоса 0,012 — 0,014 м3/с.

В дальнейшем, при необходимости, нагрузку можно увеличить до 8 кН. Фрезерование прекращается после проходки 0,5 — 0,6 м. При этом особое внимание следует уделять фрезерованию проушины, находящейся на наконечнике отклонителя.

После этого требуется проработать про фрезерованный интервал и промыть скважину в течение двух циклов, поднять стартовый фрез из скважины, собрать компоновку:

Спустить в скважину данную компоновку. За 10 м до входа в прорезанное «окно» скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с.

Перед началом фрезерования произвести промывку в течение одного цикла.

Проработать прорезанное «окно». Начать фрезерование при нагрузке не более 5 кН с возможным кратковременным увеличением нагрузки до 30 кН. Фрезеровать на глубину 5 м. При этом следует контролировать величину крутящего момента. При наличии подклинок необходимо приподнять инструмент и проработать данный интервал. После завершения процесса фрезерования проработать пройденный интервал и несколько раз поднять и опустить фрезеры для очистки «окна». Затем извлечь компоновку из скважины.

Собрать компоновку для дальнейшего фрезерования колонны:

— оконный фрез диаметром 124 мм;

— колонный и арбузный фрезер диаметром 124 мм; спиральные ТБТ — 4 шт;

— СБТ-73 — до устья.

Оконный и колонный фрезы показаны на 4 листах графического раздела дипломного проекта.

Спустить данную компоновку в скважину. Начать фрезерование в прежнем режиме. Отрыв от забоя производить через каждые 15 минут работы фрезера. Фрезерование прекратить после 2−5 м проходки. Общая длина фрезерование должна составлять не менее 7 м (в зависимости от длины клин-отклонителя). Несколько раз проработать пройденный интервал до исчезновения подклинок инструмента.

Промывку произвести в течение двух циклов с выравниванием параметров раствора. Для лучшего выноса металлической стружки прокачать высоковязкую пачку раствора в объеме 500 л при подаче насоса 0,012−0,016 м3/с. В том случае, если фрезерование обсадной колонны осуществлялось на биополимерном растворе, прокачивание высоковязкой пачки раствора не обязательно. После этого извлечь компоновку из скважины. В случае необходимости (зарезка бокового ствола в песчаниках, отсутствие цементного камня за эксплуатационной колонной и др.) производится цементирование клин-отклонителя после второго фрезерования.

Вблизи от схода с клин-отклонителя происходит соскок фрезера с разрушаемой поверхности и выход в открытый ствол. Если при этом жесткость компоновки недостаточна, образуется уступ, препятствующий в дальнейшем свободному входу долота в новый ствол. В таком случае, при калибровке «окна» надо принять меры по увеличению жесткости компоновки фрезерования и своевременному снятию образовавшегося уступа в районе схода с клин-отклонителя.

Второй вариант забуривания бокового ствола рекомендуется осуществлять путем вырезания части эксплуатационной колонны, установки цементного моста на всю длину вырезанной части и забуриванием бокового ствола с цементного моста. Схема клинотклонителя представлена на 3 листе графического раздела дипломного проекта. Клин-отклонитель рекомендуется типа КОП-115 (для колонны диаметром 146 мм) производства OOO «БИТТехника» или неизвлекаемый отклонитель компании «EVIWEATHERFORD» типа «Н» диаметром 114,3 мм.

По данным геофизических исследований скважины выбирается расположение зоны фрезерования, по возможности, в плотных устойчивых глинисто-алевролитовых отложениях.

Реальная необходимая длина зоны фрезерования определяется ожидаемой интенсивностью набора кривизны бокового ствола и рассчитывается по формуле:

Lв.з. = R (2D+Dc-Dк) + а

где Lв.з. длина фрезерования колонны;

R — радиус кривизны ствола скважины, м;

В — диаметр долота для бурения бокового ствола, м;

Dc — диаметр бокового ствола, м;

Dк — внешний диаметр эксплуатационной колонны, м;

а — запас длины для безаварийного прохождения технологического инструмента (1,3 — 1,5 м).

3абуривания бокового ствола с цементного моста осуществляется двигателем-отклонителем диаметром 106 мм (127 мм).

Расчет длины вырезаемого участка обсадной колонны приложен в таблице 2.2.

Забуривание бокового ствола с применением отклоняющих устройств должно проводится по программе, включающей выбор геометрических размеров КНБК для обеспечения задаваемой интенсивности искривления нового ствола и автоматизированный расчет проходимости компоновки через прямолинейный участок ствола скважины. Вырезание части эксплуатационной колонны можно осуществлять универсальным вырезающим устройством «УВУ», разработкой ВНИИБТ, секционным фрезерным инструментом фирмы «GRANT INTERNATIONAL» и т. п.

Вырезание участка эксплуатационной колонны производится в два этапа:

— прорезание эксплуатационной колонны;

— фрезерование эксплуатационной колонны.

Прорезание эксплуатационной колонны осуществляется при вращении бурильной колонны ротором с частотой 60−70 мин-1, расходе промывочной жидкости 0,01−0,012 м3/с и перепаде давления 4−5 МПа в течение 20−30 мин. Без подачи инструмента, а затем с подачей инструмента при осевой нагрузке на резцы в пределах 5−15 кН.

Фрезерование колонны производится при осевой нагрузке 15- 40 кН, частоте вращения 60−70 мин-1., перепаде давления 14−16 МПа и расходе 0,012−0,014 м3/с. Перед подъемом устройства рекомендуется промыть скважину в течение двух циклов. При необходимости заменить резцы и продолжить фрезерование.

Технические характеристики УВУ приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 — Технические характеристики УВУ

2.5.1 Профиль проводки боковых стволов

Одним из условий эффективности разработки месторождения БС является качественное проектирование их траектории.

Проектирование профиля заключается в формировании регламентирующих определении комплекса параметров, необходимых для его расчета, построении оптимизационной процедуры расчета выходных параметров траектории БС.

Типы профилей делятся на две группы. К первой относятся профили обычного типа, представляющие кривую линию, расположенную в одной плоскости; ко второй — профили пространственного типа, представляющие пространственную кривую линию.

Основными составляющими элементами профиля наклоннонаправленного бокового ствола являются следующие участки: набор, стабилизация, уменьшение зенитного угла. Сочетание трех этих видов интервалов приводит к широкому разнообразию проектных профилей (от двух интервального и более).

Возможен профиль, содержащий участок набора зенитного угла с помощью отклонителя, участок набора зенитного угла с пониженной интенсивностью при помощи неориентируемых компоновок, участок стабилизации зенитного угла и участок регулируемого или естественного снижения зенитного угла.

При отклонениях от основного ствола до 300 м, в зависимости от глубины залегания продуктивного пласта, возможно проектирование бурения боковых стволов по трех интервальному профилю, содержащему вертикальный участок (основной ствол), участок набора зенитного угла и участок естественного снижения угла (или стабилизации).

Все рассмотренные выше виды профиля проектируются в одной плоскости, то есть являются плоскими. При проводке БС в сложных горно-геологических условиях, когда геологические факторы оказывают значительное воздействие на траекторию БС, используют профили пространственного типа, предусматривающие участок с естественно изменяющимся зенитным углом и азимутом. Проектирование такого профиля предполагает расчет координат места зарезки БС относительно координат проектной точки забоя с использованием выявленных закономерностей зенитного угла и азимутного искривления скважины, либо забуривания участка начального искривления отклонителем в азимуте, учитывающим закономерности естественного искривления скважины при дальнейшем бурении.

При определении профиля БС следует руководствоваться возможностью его выполнения, т. е. соответствие современному уровню техники и технологии; оптимальным сочетанием входных и выходных параметров.

При проектирование БС следует учитывать вероятность пересечения соседних стволов, определяемую с помощью автоматизированных расчетов.

Профили проектируются плоскостными пространственными.

Требование к исходным данным, необходимых для проектирования БС:

— достоверность пространственного положения эксплуатационной колонны;

— достоверность положения эксплуатационного объекта;

— оценка погрешностей расчета определяемых параметров трассы БС на основе технической точности измерительных систем, статистических расчетов;

— достаточная степень свободы варьирования значений входных параметров для сходимости оптимизационной процедуры построения траектории БС. Основные исходные параметры должны быть отражены в техническом задании на составление проектной документации на строительство БС.

Минимальный отход точки входа в пласт от вертикальной проекции точки забуривания ограничивается максимально допустимой интенсивностью искривления и величиной зенитного угла в месте забуривания.

Интенсивность искривления ствола скважины (град/10м) рассчитывается по формуле:

I = 573/ R,

где, R — радиус кривизны ствола скважины, м.

2.5.2 Конструкция боковых стволов

БС проектируются к бурению из скважин, обсаженных колоннами с диаметром 146 мм и 168 мм. Для боковых стволов рекомендуются обсадные трубы потайных колонн («хвостовиков») диаметром 88,9 мм, 101,6 мм и 110 мм (114,3мм), соответственно. Размеры обсадных труб приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 — Размер обсадных труб

Боковой ствол может быть представлен тремя вариантами конструкции эксплуатационного забоя:

— открытого типа со спуском фильтров для горизонтальных скважин (ФГС);

— открытого типа с комплексом регулируемого разобщения интервалов горизонтального забоя (многопакерной системой);

— закрытого типа со сплошным цементированием «хвостовика», включая интервал горизонтального участка.

Конструкция открытого типа предусматривает установку пакера (ПДМ) или пакера-манжеты и манжетное цементирование. При конструкции эксплуатационного забоя закрытого типа осуществляется сплошное цементирования «хвостовика» в одну ступень.

Заканчивание БС предусматривает обсаживание пробуренного ствола «хвостовиком» с подвеской его в эксплуатационной колонне основного ствола на специальном клиновом устройстве с пакером. Вверх «хвостовика» должен находится в эксплуатационной колонне основного ствола выше зоны фрезирования.

В случае открытого эксплуатационного забоя «хвостовик» включает:

— посадочный адаптер;

— подвеску «хвостовика»,

— обсадные трубы;

— пакер с муфтой манжетного цементирования или пакерманжету;

— фильтры (ФГС) или комплекс регулируемого разобщения (многопакерную систему);

— центраторы;

— башмак.

В случае закрытого эксплуатационного забоя конструкция «хвостовика» следующая:

— посадочный адаптер;

— подвесное устройство;

— обсадные трубы;

— центраторы;

— стоп-кольцо;

— обратный клапан;

— перфорированный патрубок;

— башмак.

После проработки ствола скважины и сборки «хвостовика» вместе с посадочным устройством и разъединителем производится спуск колонны на бурильных трубах.

При достижении башмаком «хвостовика» интервала забуривания осуществляется промежуточная промывка.

При достижении требуемой глубины (забоя) осуществляются подвеска и разгрузка «хвостовика» в эксплуатационной колонне с помощью клинового устройства. Разгрузкой и натяжкой на вес «хвостовика» проверяется фиксация его клиновой подвеской.

Затем производится рассоединение бурильной колонны с «хвостовиком» путем её вращения. При необходимости эту операцию можно выполнять после окончания цементирования.

После отсоединения установочного инструмента от «хвостовика» осуществляются закачка и затвердение расчетного количества цементного раствора.

Перед тампонажным раствором закачивается буферная жидкость. В качестве буферной жидкости рекомендуется использовать техническую воду с добавкой 0,2% НТФ, а также ПАВ в количестве 0,6%.

«Хвостовик» крепится цементным раствором с плотностью не менее 1800 кг/м или материалом, соответствующим ему по всем з параметрам качества. Тампонажный раствор рекомендуется обрабатывать реагентом «Tylose Е-29 651» из расчета 0,25 — 0,3% реагента от массы сухого цемента или другими понизителями водоотдачи. При приготовлении цементного раствора обязательно применять осреднительную емкость. В качестве перспективных тампонажных растворов для крепления рекомендуется составы на базе направляющих добавок.

Процесс цементирования осуществляется с использованием компонентов продавочных пробок, обеспечивающих качество и надежность технологического процесса крепления и раскрытия пакерующих элементов в случае эксплуатационного забоя БГС открытого типа (ПДМ, многопакерная система и т. п.), в соответствии с инструкциями применяемых технических средств и технологий.

После окончания цементирования посадочный инструмент поднимается до выхода из сальникового узла и скважина промывается выше верха «хвостовика».

После промывки скважины, от цементного раствора приводится в действие пакерующий элемент подвески «хвостовика».

Ниже рассчитано крепление хвостовика скважины 2182 куст 371 с использованием разъединителя ТГС-101,3 «УДОЛ».

Исходные данные:

Диаметр эксплуатационной колонны D экс. колонны 168 мм;

Толщина стенок 8,94*7,32*10,6 мм;

Диаметр хвостовика 101,6 мм;

Толщина стенки 6,5 мм;

Диаметр СБТ 73 мм;

Длина СБТ 2020 м;

Толщина стенки 9,19 мм;

Текущий забой 2326 м;

Длина открытого ствола 256 м;

Длина хвостовика 306 м;

Диаметр открытого ствола 123,8 м;

Длина цементируемой части хвостовика 267 м;

1) Спустить в скважину компоновку низа хвостовика, собранную в следующей последовательности:

— башмак ТГС-106,1;

— обсадная труба 101,6 ОТТО-1шт. — 11 м

— перфорированный фильтр диаметром 101, б мм, длиной 30−33 м с отверстиями 8 мм, расположенными по спирали (3 шт);

— перевернутый обратный клапан «УДОЛ»;

— манжетный переводник МП-102 в интервале 2290−2285 м;

— перфорированный патрубок диаметром 101,6 мм и длиной 0,5 м;

— обратный клапан «УДОЛ»;

— стоп — кольцо.

2) Спустить компоновку низа в скважину и посадить на клинья.

3) Начать спуск обсадной колоны диаметром 101,6 мм. Долив произвести после установки обратных клапанов через 200 м колонны и всех труб. Все резьбы герметизируются лентой ФУМ.

4) Пружинный фонарь установить над манжетой и под разъединителем.

5) Собрать в голове хвостовика разъединительное устройство «УДОЛ». При завороте устройства запрещается вращать левоправый переводник. Залить воронку отработанным маслом.

6) Начать спуск хвостовика на СБТ. Скорость спуска не более 0,5 м/с.

7) В процессе спуска хвостовика необходимо производить долив через каждые 250 м спущенных СБТ.

8) За два часа до начала цементной заливки произвести расстановку и обвязку цементировочной техники.

9) Спуск прекратить, не доходя до забоя 5 м, определится с замером труб. Заметить и записать вес инструмента при ходе вверх и вниз.

10) Посадить компоновку на текущий забой с промывкой (посадка 30 кН). Определится с мерой инструмента, используя подгоночные патрубки, добиться захода муфты квадрата в ротор при разгрузке хвостовика на забой — не более 1 м.

11) Промыть скважину в течении 1 цикла.

12) Разгрузив хвостовик на забой на вес хвостовика.

13) Начать отворот в левом переводнике. Число оборотов не менее 25 с учетом пружины инструмента.

14) Приподнять инструмент не более чем на 3 м, убедится в потере веса хвостовика.

15) Посадить СБТ на клинья.

16) Отвернуть квадрат.

17) Установить в цементировочную головку верхнюю продавочную пробку.

18) Навернуть цементировочную головку, предварительно проверив её исправность.

19) Смонтировать шарнирную линию общей длиной не менее 6 м.

20) Присоединить к головке линию цементирования.

21) Опрессовать линию цементирования на 18 МПа.

22) Приготовить цементировочный раствор в расчетном количестве с добавлением замедлителя схватывания.

23) Закачать буферную жидкость 3 м3 — раствор плотностью 1020 кг/м3 с 0,1% ПАВа.

24) Закачать расчетный объём цементного раствора.

25) Закрыть кран линии цементирования на цементировочной головке.

26) Сразу же открыть центральный кран цементировочной головки и отпустить верхнюю цементировочную пробку вслед за цементом.

27) Незамедлительно начать прокачку продавочной жидкости с максимально возможным расходом, догоняя цемент.

28) Прокачав 90% расчетного объёма первой порции продавочной жидкости снизить производительность агрегата и на пониженной скорости прокачать до появления роста давления.

29) Повышением давления добиться срезки штифтов нижней цементировочной пробки.

30) Прокачать вторую расчетную порцию продавочной жидкости. Последние 200 литров прокачать на пониженной скорости, ловя «СТОП». Запрещается повышать расчетное количество второй порции продавки более чем на 100 л.

31) При возрастании давления на 5 МПа выше текущего, остановить продавку. Отсутствие падения давления, укажет на герметичность стоп — кольца и обсадной колонны.

32) Сбросить давление, добиваясь закрытия обратных клапанов. Отсутствие перетока из гусака агрегата укажет на герметичность клапонов.

33) Повысить давление в трубах до 6 МПа. Поднять инструмент до выхода пакера из воронки. Падение давления укажет на отсоединение от хвостовика.

34) Общее время работы с пункта 22 по пункт 33 включительно не должно превышать 75% от времени схватывания цементного раствора.

35) Начать вымыв излишков цементного раствора из скважины с производительностью не менее 8 л/с.

36) По окончанию вымыва цемента поднять 5 свечей ОЗЦ.

2.5.3 Бурение боковых стволов Выбор породоразрушающего инструмента и гидравлического забойного двигателя осуществляется с учетом физико-механических свойств горных пород.

Тип долота выбирается в зависимости от твердости и абразивности разбуриваемых пород. Горные-породы Западной Сибири, в том числе района нефтяных залежей ОАО «Сургутнефтегаз», представлены чередованием глин, аргиллитов, алевролитов и песчаников. В табл.2.5 приведены сводные результаты испытаний горных пород на твердость методом вдавливания штампа на одноосное сжатие и абразивности в интервале глубин 691−3087 м.

Таблица 2.5 — Сводные результаты испытаний горных пород в интервале глубин 691 — 3087 м.

В табл.2.6 представлены категории твердости пород.

Таблица 2.6 — Твердость горных пород

В табл.2.7 приведены рекомендуемые области применения породоразрушающего инструмента по категориям твердости и абразивности.

Таблица 2.7 — Область применения породоразрушающего инструмента по твердости и абразивности

Разбивка геологического разреза месторождений на характерные интервалы буримости приведена в табл. 2.8.

Таблица 2.8 — Интервалы буримости

С целью обеспечения условий качественного крепления «хвостовика» и, прежде всего в интервале залегания водогазоносных пластов, рекомендуется, в случае необходимости, перед спуском «хвостовика» производить расширение бокового ствола гидравлическим раздвижным расширителем РРГ-114/146 (Уфимское НПП «Азимут») или осуществлять бурение с одновременным расширением бокового ствола скважины бицентричным долотом У-120×142 SR -544 (У-144×160 SR- 544).

Выбор типоразмера гидравлического забойного двигателя осуществляется, исходя из физико-механических свойств разбуриваемых пород и требуемого момента на валу для их разрушения. Характеристики рекомендуемых гидравлических забойных двигателей приведены в таблице 2.9.

Диаметр СБТ выбираются 73 мм и 89 мм, а УБТ (гладкостенных или спиральных) равными 89 мм и 108 мм, соответственно, для скважин с обсадными колоннами диаметром 146 мм и 168 мм.

Рекомендуемые размеры СБТ приведены в таблице 2.10, а УБТ — в таблице 2.11.

Таблица 2.10 — Размеры бурильных труб с высаженными концами с приваренными замками

Таблица 2.11 — Размеры утяжеленных бурильных труб

Компоновки низа бурильной колонны (КНБК) выбираются из условия обеспечения реализации проектного профиля бокового ствола с учетом беспрепятственного прохождения их в различных интервалах ствола скважины. Типовые схемы компоновок низа бурильной колонны представлены в Приложение А.

С целью снижения вероятности возникновения осложнения в процессе бурения в связи с проворачиванием компоновки ротором, с учетом опыта бурения горизонтальных скважин диаметром 215,9 мм на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» ТБТ предлагается устанавливать согласно расчетам программы PLANIT. При бурении горизонтального участка ТБТ ставить вслед за забойным двигателем нецелесообразно.

Для скважин с обсадной колонной диаметром 146 мм рекомендуется следующие компоновки:

— при выходе из колонны, бурении интервалов набора параметров кривизны, бурении горизонтального участка— долото Ш 124 C3-ЦАУ В.204, винтовой забойный двигатель Д0−10б, безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ — 73 — остальное;

— при бурении интервала стабилизации: долото III 124 СЗ-ЦАУ R 204, винтовой забойный двигатель ДО-106 со стабилизирующим элементом безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ — 73, ТБТ общей длиной 50−100 м, СБТ-73 — остальное;

— при проработке БГС — райбер диаметром 118 мм, калибратор диаметром 123,8 мм, расчетное количество СБТ — 73, ТБТ общей длиной 50−100 м, СБТ — 73 — остальное.

Для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм рекомендуются следующие компоновки:

— при выходе из колонны, бурении интервалов набора параметров кривизны, бурении горизонтального участкадолото Ш 144 C3 ГАУ R203, винтовой забойный двигатель Д0−106, безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ — 89, ТБТ общей длиной 25 — 50 м, СБТ-89 — остальное;

— при бурении интервала стабилизации — долото Ш 144 C3 ГАУ R203, винтовой забойный двигатель ДО-106 со стабилизирующим элементом, безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ — 89, ТБТ общей длиной 25 — 50 м, СБТ-89 — остальное;

— при проработке БС — райбер диаметром 130 мм, калибратор диаметром 144 мм, расчетное количество СБТ — 89, ТБТ общей длиной 25 50 м, СБТ-89 — остальное.

Режимы и технология бурения наклонно-направленного и горизонтального участков ствола скважины рекомендуются следующие:

— расход бурового раствора выбирается из условий качественной очистки ствола скважины, а также в зависимости от энергетической характеристики гидравлического забойного двигателя (таблица 2.12).

Таблица 2.12 Рекомендуемый расход бурового раствора

Минимально необходимая (критическая)скорость восходящего потока определена в соответствии с рекомендациями.

Осевая нагрузка на долото должна обеспечивать получение максимальной механической скорости и не превышать максимально допустимую величину для данных типоразмеров долот, таблица 2.13.

Таблица 2.13 — Рекомендуемые типоразмеры долот

НЦ-3 производства Волгоградского завода оснащенную буровым насосом НБТ 235/40). Техническая характеристика насосных систем фирмы «Гарднер Денвер» приведены в таблице 2.15.

Таблица 2.15 Насосная система установки Карвелл («Гарднер Денвер»)

В качестве очистного оборудования предлагается использовать вибросито, илоотделитель или импортные ситогидроциклонные установки.

Технология бурения интервала набора параметров кривизны и горизонтального участков БС рекомендуется следующая:

— спустить компоновку, предназначенную для выхода из колонны, на 5−10 м ниже прорезанного интервала и восстановить циркуляцию промывочной жидкости при малой подаче насоса.

— в процессе промывки скважины сделать замер параметров бурового раствора и в случае их отклонения от проектных значений, произвести обработку химическими реагентами.

— при прохождении «окна» с целью недопущения заклинки бурильного инструмента следить за его посадками.

— произвести ориентирование двигателя-отклонителя с помощью телеметрической системы.

— приработать долото в течение 5−15 минут с нагрузкой 5 кН и продолжить дальнейшее углубление скважины на режимах, приведенных в таблице 2.14.

После отхода от основного ствола скважины на 3−4 м перед каждым очередным наращиванием бурильного инструмента для устранения возможных осложнений, уступов, посадок и затяжек провести проработку пробуренного интервала с вращением ротора. Если фактическая интенсивность набора параметров кривизны превышает проектную, необходимо чередование ориентировочного и неориентировочного (с вращением ротора 50−60 мин-1) режимов бурения. При этом угол перекоса забойного двигателя не должен превышать 1 град. 40 минут.

Допускается бурение участков стабилизации и горизонтального забойным двигателем с углом перекоса 1 град. 40 минут (с вращением ротора 50−80 мин-1). При этом в случае необходимости, корректируются параметры кривизны.

Это позволяет сформировать плавную траекторию ствола скважины, а также улучшить вымывание шлама и снизить вероятность возникновения осложнений.

При завершении долбления ствол скважины промывается в течение одного цикла с одновременным расхаживанием бурильного инструмента на длину ведущей трубы и выравниванием параметров бурового раствора до проектных значений.

После достижения проектного забоя скважины прорабатывается от интервала забуривания до забоя компоновкой, включающей райбер диаметром 118 мм, калибратор диаметром 123,8 мм, расчетное количество СБТ -73, ТБТ-89, СБТ-73 остальное с одновременным вращением ротора со скоростью не более 80 мин-1.

В случае необходимости при проработке бокового ствола допускается установка в КНБК двух калибраторов.

С целью недопущения забуривания нового ствола при проработке инструмент подается непрерывно с равномерной нагрузкой 20−30 кН. Скорость проработки устанавливается в зависимости от сложности прорабатываемого интервала. Перед спуском бурильного инструмента проверяется качество сборки забойного двигателя согласно правилам его эксплуатации.

При каждой смене долота производится его тщательный осмотр. Проверяются шаблонами наружные диаметры калибрирующих и стабилизирующих элементов КНБК. При необходимости производят смену с последующей проработкой интервала последнего долбления.

В процессе углубления скважины постоянно ведется наблюдение за количеством выносимого шлама. В случае прекращения выноса шлама или уменьшения его количества углубление забоя необходимо прекратить, а скважину промыть в течение одного цикла с расхаживанием инструмента.

В случае появления посадок или затяжек бурильного инструмента при проведении спускоподъемных операций (СПО) необходимо проработать зоны сужения до их полного устранения. Особое внимание уделять прохождению компоновкой низа бурильной колонны интервала забуривания.

Запрещается оставлять бурильный инструмент в скважине без движения и циркуляции более 5 мин.

Перед спуском «хвостовика», после проработки ствола, скважину промыть в течение двух циклов с выравниванием параметров бурового раствора до проектного значения.

2.6 Промывочные жидкости При бурении БС к технологии промывки предъявляются следующие требования:

— способность промывочной жидкости к выносу на поверхность металлических опилок (стружки) во время фрезерования секции («окна») в обсадной колонне;

— сохранение устойчивости ствола скважины;

— обеспечения выноса шлама и недопущение прихвата бурильного инструмента;

— создание крутящего момента ГЗД;

— сохранение коллекторских свойств при вскрытии и бурении продуктивного пласта;

— экологическая безопасность применяемых растворов и химреагентов.

Промывка при строительстве БС разделяется на несколько этапов, включающих:

— глушение скважины солевым раствором;

— вырезание секции («окна») в обсадной колонне на солевом растворе;

— забуривание и бурение бокового ствола до горизонтального участка;

— бурение эксплуатационного горизонтального участка.

При вырезании секции колонны расход промывочной жидкости должен составлять 10−15 м3/с. В процессе вырезания с целью выноса металлических опилок (стружки) фрезерования колонны рекомендуется приостанавливать через каждые 1−1,5 м. Для качественной очистки промывочной жидкости в компоновку бурильного инструмента необходимо включать металлошламоуловитель. В циркуляционной системе обязательно устанавливать магнитный уловитель металлических стружек.

При смене КНБК перед подъемом инструмента, а также после завершения вырезания секции («окна»), рекомендуется производить промывку скважины в течение 2 циклов. Для полной очистки забоя от обломков цемента, металлических опилок и выбуренной породу предлагается прокачивать 0,5 м пачки промывочной жидкости с уловной вязкостью 80−90 с. Высоковязкая пачка раствора приготавливается из КМЦ и полиакриламида.

Для нейтрализации действия цемента жидкость обрабатывается кальцинированной содой в количестве 0,2% от объема раствора.

Очистка скважины от шлама определяется в основном, двумя факторами: скоростью восходящего потока и динамическим напряжением сдвига бурового раствора. Длительные промысловые наблюдения позволили установить, что для удовлетворительного гидротранспорта шлама из скважины на дневную поверхность ламинарным потоком в поверхностной системе, достаточно иметь динамическое напряжение сдвига не приводящее к заметному улучшению очистки скважины от шлама. Погрешность в оценке диаметра скважины и размера шлама может приводить к серьезным ошибкам при оценке выносящей способности раствора и достаточности его структурномеханических показателей.

Общими рекомендациями по поддержанию ламинарности потока в интервалах наклонного участка скважины можно считать:

— относительно высокое начальное статическое сопротивление сдвигу, обеспечивающее суспензирование шлама в статических условиях;

— высокие реологические свойства при низкой скорости сдвига, обусловливающие качественную очистку кольцевого пространства ствола скважины.

При забуривание и бурении бокового ствола до продуктивного пласта могут быть рекомендованы рецептуры буровых растворов на основе:

— солевого раствора;

— КМЦ+ГКЖ+ смазочная добавка (СИБ-ЭСТ);

— акриловых полимеров Poly-Кеm-D+КМЦ+НТФ.

Приготовление бурового раствора на основе КМЦ+ГКЖ.:

Свойства раствора:

— плотность, кг/м3 1000−1240

— условная вязкость, с 25−30

— водоотдача, см3/30мин 5−8

— CHC 1/10, дПа 12-бО/27−90

— рH 8−9

Приготовление рецептуры бурового раствора с использованием акриловых полимеров.

Свойства раствора:

— плотность, кг/м3 100−1140

— условная вязкость, с 25−27

— водоотдача, см3 /30мин 6

— CHC 1/10, дПа 10−15/15−20

При необходимости плотность бурового раствора повышается путем ввода утяжелителя (карбонатного наполнителя, мела и т. п.) либо увеличением концентрации солей.

Для вскрытия и бурения продуктивных горизонтальных участков рекомендуется растворы на основе биополимерных систем (например, IKF, FLО-PRO и т. п.)

Биополимерная система ИКАРБ, имеющая в своем составе ХВ полимер, обеспечивает высокий уровень сохранения коллекторских свойств. Компоненты системы подобраны особым образом, что позволяет получить растворы с минимальной фильтрацией и уникальными реологическими свойствами. При высоких градиентах сдвига (истечение из насадок долота, движение в гидроциклонах и т. д.) эффективная вязкость остается минимальной. Подобные реологические свойства позволяют раствору полностью выносить выбуренный шлам из наклонной и горизонтальной частей ствола скважины.

Соли щелочноземельных металлов, входящие в состав раствора, придают ему ингибирующие свойства. Концентрация и тип соли подбирается таким образом, чтобы обеспечить нужную ингибирующую способность фильтрата.

Применение в данной системе мраморной крошки (фракционный состав подбирается с учетом коллекторских свойств пласта) в сочетании с высокомолекулярными полимерами способствует созданию на стенках скважины тонкой малопроницаемой фильтрационной корки, препятствующей проникновению фильтрата раствора на большую глубину.

Состав системы (кг/м3):

— ХВ — полимер 2,5

— PAC ХL/R 3,5

— ИКР 8

— Икбиосайд 11л 0,5

— Карбонатный утяжелитель 100

— Каустическая сода 1

— ИКЛУБ 2,5

— ИКФАК 1

Показатели бурового раствора:

— плотность, кг/м3 1080−1120

— условная вязкость, с 25−35

— водоотдача, см3 /30мин 4−6

— пластическая вязкость, сПз 10−15

— Динамическое напряжение сдвига, дПа 50−80

— рH 8,5−10,5

В качестве дополнительного варианта рекомендуется ингибирующая полимерная система ЭКО ФЛЮИД, имеющая в основе реагенты ИКДЖЕЛЬ, ИКР-Н в сочетании с хлористым камнем.

Состав: кг/м3

— ИКДЖЕЛЬ 20

— ИКР-Н 20

— ИККАРБ 50/75 75

— KCI 50

— ИКРОС 3

— Каустик 4

Показатели бурового раствора:

— плотность, кг/м3 1050

— ДНС, дПа 80

— СНС, дПа 40/60

— водоотдача, см3 /30мин 4

— рН 9

Для получения достаточной и достоверной геофизической информации бурения интервала входа в коридор допуска и наклонного участка БС осуществляется с применением буровых ингибированных (в том числе и минерализованных) растворов, обеспечивающих надежную работу электрических методов геофизических исследований.

Очистка бурового раствора осуществляется оборудованием, входящим в состав циркуляционных систем, например, НЦ-1, НЦ- 2, НЦ-3 и др., а также импортных.

2.7 Расчет проводки бокового ствола с телеметрическим сопровождением, скважина № 3569, куст № 420

Проектные данные:

Глубина пласта по вертикали: 2092,16 м;

Амплитуда стола протера: 66,87 м;

Абсолютная отметка кровли пласта: 2025,29 м;

Параметры «окна»:

— глубина зарезки 2127,0 м;

— зенитный угол 30,62 град.;

— азимут 209,65 град.;

Параметры цели:

— смещение 866 м;

— дирекционный угол 202,7 град.;

— зенитный угол входа в пласт 55 град;

— глубина цели по вертикали 2025,29 град.;

Длина участка бурения после входа в пласт: 100 м;

Магнитное склонение: 17,7 град;

Выполняемые работы:

1. Выполнить расстановку оборудования телеметрической партии на кустовой площадке, установить и закрепить датчики давления, глубины и выключатель «мертвого конца» на буровой установке.

2. Каждый спуск телеметрической системы в скважины производить при достижении проектных параметров бурового раствора согласно плану работ буровой бригады и отсутствии в буровом стволе металлической стружки.

3. Ориентированная установка клин-отклонителя выполняется следующей компоновкой:

— клиновый отклонитель;

— центратор клина-отклонителя;

— телеметрическое оборудование.

Установить отклонитель 90 град. влево, относительно направления ствола скважины на глубине 2133 м.

4. Ориентированное бурение второго ствола скважины с телеметрической системой выполнить в соответствии с проектным профилем;

5. Бурение выполнять компоновкой:

— долото 123,8 мм ;

— калибратор У-123,8 КС;

— забойный двигатель ДО-106 с углом перекоса 1 град.;

— безопасный переводник;

— телеметрическая система;

— СБТ до устья.

6. При проводке бокового ствола после каждого замера выполнять проверку сходимости проектного и фактического профилей, а также полученных данных в программах РС DWD и PLUTO (PLANIT).

7. При недоборе интенсивности в интервалах набора кривизны по согласованию с начальником ИТС и мастером бригады бурения произвести замену забойного двигателя на двигатель с большим углом перекоса

8. В зависимости от фактического профиля второго ствол допускается изменение интервалов набора кривизны и стабилизации по согласованию с геологической службой УЗСБ.

Данные профиля скважины были рассчитаны фирмой SPERREY-SUN DRILLING SERVICES и приведены в таблице 2.16.

Интенсивность пространственного искривления выражается в градусах на 10,00 м. Отход был вычислен по азимуту 199,949 (Ист.) на основе вычислений минимальной кривизны. На измеренной глубине 2559,22 м, смещение забоя равно 783,53 м, азимут 199,949 (Ист.).

Смещение цели — 866 м;

Дирекционный угол — 203,7 град.;

Глубина кровли пласта АС10 по вертикали (абс.) — 2025,29 м;

Глубина цели по вертикали (абс.) — 2030 м;

Глубина конечной точки по вертикал (абс.) — 2047,36 м;

Угол входа в пласт — 80 град.

2.8 Технология вскрытия продуктивного пласта Одним из основных условий эффективности бурения БС являются применение методов вскрытия продуктивных пластов, обеспечивающих сохранение естественного состояния коллектора и, следовательно, потенциальных добывающих возможностей скважин.

В процессе вскрытия продуктивных пластов бурением производит снижение их естественной проницаемости в результате взаимодействия с буровыми растворами. Степень воздействия факторов, влияющих на ухудшения естественных коллекторских свойств пласта, различна и зависит от физико-химических свойств бурового раствора, пластового флюида, перепада давления в системе «скважина-пласт», коллекторских свойств продуктивного пласта, его литологической характеристики и времени воздействия раствора.

На фильтрационные характеристики коллектора оказывают влияние следующие факторы:

— закупоривание поровых каналов дисперсной фазой растворов и шламов выбуренной породы;

— набухание и диспергирование глинистых минералов, содержащихся в коллекторе;

— тип глинистого минерала, степень его дисперсности, природообменных катионов и свойства фильтрата;

— сужения поровых каналов вследствие образования абсорбционно-гидратных слоев;

— образование в коллекторе устойчивых эмульсий или газовых дисперсий;

— образование твердых нерастворимых осадков в результате химического взаимодействия фильтрата и компонентов растворов с пластовыми флюидами;

— миграция твердых частиц, отрывающихся от поверхности паровых каналов под воздействием фильтратов растворов, по каналам пласта и сужение их проходного сечения при осаждении частиц;

— продолжительность вскрытия продуктивного пласта; количество проникшей в пласт воды.

В настоящее время все существующие типы буровых растворов в большей или меньшей степени ухудшают коллекторские свойства в призабойной зоне пласта (ПЗП). Возможно несколько способов управления процессом формирования ПЗП:

— сохранение естественного состояния ПЗП (вскрытия продуктивного пласта на депрессии или на равновесии);

— изоляция призабойной зоны, которая преодолевается перфорацией;

— временная изоляция, которая затем разрушается (механическим или химическим способом).

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность механической скорости бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью.

Наиболее перспективными для вскрытия продуктивного пласта, в настоящее время являются растворы на основе биополимерных систем (например фирмы IKF, FLO — PRO и т. п).

Вскрытие продуктивного пласта должно проводится в короткие сроки с минимально возможными по времени промывками. Количество СПО должно быть минимальным, наилучшим является вскрытие пласта за одно долбление. Скорость спуска бурильной колонны (не более 1 м/с) должна предотвращать возникновение дополнительных колебаний гидродинамических давлений.

На величину зоны проникновения фильтрата в пласт оказывает влияние перепад между пластовым и забойным давлениями, который при различных технологических операциях может изменяться от минимального, при статических условиях, до максимального, в процессе спуско-подъёмных операций или при интенсивной промывке скважины.

Минимальная плотность бурового раствора при бурении в условиях репрессии на пласт определена требованиями безопасности и зависит от глубины скважины, вида флюида во вскрываемых пластах и коэффициента аномальности пластового давления. Условия разбуривания разнообразны, и для каждой конкретной скважины минимальная плотность рассчитывается с учетом текущей ситуации.

Снижение репрессии на пласт обеспечивает повышение производительности скважин и позволяет вскрыть продуктивную толщу с минимальным нарушением коллекторских свойств продуктивного пласта.

В целом, при рекомендации того или иного бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта следует исходить из того, что степень снижения проницаемости пласта зависит от состава и свойства фильтрата, характеристик коллектора и должна определяться экспериментальными исследованиями в условиях, близких к пластовым.

Существенное влияние на качественное вскрытие участка продуктивного пласта оказывает выбор типа профиля и его фактическая траектория в нефтенасыщенной части залежи.

В продуктивных пластах (однородных и неоднородных) небольшой толщины (10−15 м) целесообразно вписывание горизонтального участка в среднем по толщине части пласта по траектории, параллельной кровле и подошве пласта.

В продуктивных пластах мощностью более 20 м проводка горизонтального участка может быть осуществлена также по выпуклому профилю.

Пласты целесообразно вскрывать волнообразно, когда толщина пласта и прослоев меняется по площади, продуктивный разрез недостаточно устойчив, а в непосредственной близости над ним залегают породы, требующие надежной изоляции обсадными трубами с цементированием. Вскрытие пласта параллельными или пологонаклонным стволом может оказаться нецелесообразно.

Волнообразный профиль рекомендуется применять при отсутствии в кровле и подошве активных водоносных, газоносных и поглощающих пластов.

В условиях слоисто-неоднородных пластов небольшой толщины, при переслаивании песчаников с глинами, эффективнее пересекать продуктивный пласт пологонаклонным горизонтальным стволом от кровли до его подошвы.

Протяженность и форму горизонтального участка следует уточнять по мере накопления статистического материала и выявления степени точности работы КНБК для локальных участков месторождения.

2.9 Заканчивание скважин Основными вариантами заканчивания БС является создание эксплуатационного забоя открытого типа. В скважину спускается хвостовик с пакерующим элементом (пакером типа ПДМ, надувным пакером, манжетой и т. п.) и фильтровой частью в интервале эксплуатационного горизонтального забоя.

Пакерующий элемент устанавливается над кровлей продуктивного пласта, обеспечивая возможность крепления «хвостовика» и изоляции выше лежащих проницаемых горизонтов, включая водогазоносные пласты, а также сохранность эксплуатационного объекта от воздействия цементного раствора.

Фильтровая часть «хвостовика» может быть щелевыми (перфорированными).

Расстановка фильтров рассчитывается, исходя из коллекторских свойств эксплуатационного объекта и обеспечения необходимой пропускной способности гидродинамических каналов, в соответствии с потенциальной продуктивностью пласта.

Фильтрирующие элементы «хвостовика» центрируются жесткими центраторами соответствующего размера. В интервале пакерующего элемента с целью обеспечения качества крепления колонны устанавливаются центраторы турбулизирующего типа.

Фильтровая часть оборудуется специальными заглушками, обеспечивающими герметичность фильтровой части и возможность осуществления технологических промывок во время спуска «хвостовика».

В интервале продуктивного пласта помещаются специальные перфорационные среды (ИЭР и др.), обеспечивающие предотвращения загрязнения эксплуатационного забоя в процессе заканчивания скважин. Перфорационная среда заканчивается в интервал продуктивного пласта в процессе цементирования «хвостовика».

Рекомендуемые составы перфорационных жидкостей приведены ниже:

Состав перфорационных сред:

1). КПС-1 (%, объемы.):

— водный раствор хлористого натрия -96,5%;

— реагент СПК -3,5%.

2) КПС-1М (%, вес.):

— водный раствор хлористого натрия -97%;

— ПАВ (сульфонал, РАС, ПКД) -1%; нитрилотриметилфосфатная кислота (НТФ) -2%.

3) КПС-2 (%, объемы.):

— гликоль -75%;

— соляная кислота (конц. 20−24%) -10%;

— ортофосфорная кислота (конц. 70−100%) -1,5%.

4) ИЭР (%, объемн.):

— нефть -52−36%;

— водный раствор хлористого кальция плотностью 1300 кг/м — 43−59%;

— эмультап -3%;

— ГКЖ-10 -2%.

После спуска подвести и крепление «хвостовика» производится разбуривание пробки муфты манжетного цементирования и сбитие заглушек на ФГС-101,6 мм с применением малогабаритных объемных двигателей Д1−154, Д-75, Д-43, установки «гибкая труба» или комбинированной компоновки бурильных (насосно-компрессорных) труб.

Размеры бурильных труб для проведения технологических операций в «хвостовике» диаметром 101,6 мм приведены в таблице 2.17.

Таблица 2.17 — Размеры бурильных труб

В случае, когда горные породы являются устойчивыми, применяется конструкция эксплуатационного забоя открытого типа. Компоновка «хвостовика» при данной конструкции забоя включает следующие элементы:

— надувной пакер гидравлического действия, устанавливаемый над кровлей продуктивного пласта;

— расчетное количество обсадных труб;

— подвесное устройство гидравлического действия и механический пакер, устанавливаемый на 50 м выше вырезанного «окна».

При бурении нескольких боковых стволов из одной скважины для подвески и крепления «хвостовиков» применяется внутрискважинное оборудование фирмы «Бейкер Хъюз».

При необходимости, обусловленной геолого-физическими характеристиками пласта, условиями его залегания, неизбежностью или высокой степенью вероятности пересечения водогазоносных горизонтов, создается конструкция эксплуатационного забоя закрытого типа.

Осуществляется сплошное цементирование «хвостовика». В интервале эксплуатационного забоя, а также водогазоносных пластов «хвостовик» обязательно цементируется.

После ОЗЦ производится промывка забоя скважины и при необходимости замена жидкости в скважине. Осуществляется необходимый комплекс геофизических исследований, после чего проводится подготовка к вторичному вскрытию пласта. Устье скважины оборудуется малогабаритным превентором и опрессовывается совместно с колонной.

Закачка перфорационной среды (К11С-1, KHC-1М) возможна в процессе цементирования «хвостовика» или в процессе освоения при промывке забоя перед вторичным вскрытием пласта.

Объем перфорационной среды выбирается из условия заполнения «хвостовика» на 100−150 м выше интервала перфорации. Вторичное вскрытие плата производится малогабаритными перфораторами типа ПРК-42С, ПКР-54С. ПКТ- 50, ПКТ-73 на «гибкой трубе» или на насосно-компрессорных трубах, жестком геофизическом кабеле. Рекомендуется перфорацию осуществлять в условиях депрессии на пласт. Плотность перфорации зависит от геолого-физической характеристики продуктивного пласта и характеристик перфораторов.

Технические характеристики рекомендуемых перфораторов приведены в таблице 2.18.

Вызов притока производится пенной системой или методом компрессирования азотной установки ПАКК-9/160, свабированием, УГАС с обязательным проведением гидродинамических исследований скважин.

По согласованию с геологической службой НГДУ, вызов притока допускается производить механизированным способом.

Величина депрессии на пласт выбирается с учетом конкретных геолого-физических характеристик пласта, степени загрязнения его в процессе вскрытия и ограничений по допустимому перепаду давления в зоне эксплуатации объекта.

В начальный период эксплуатации (в течение шести месяцев) рекомендуется осуществлять гидродинамические исследования БС на установившемся и нестационарном режимах течения жидкости с целью определения гидродинамических параметров пласта (продуктивности, гидропроводности), оценки состояния околоствольной зоны продуктивного пласта, сопротивлений в фильтре скважины (скин-фактора).

По результатам этих исследований определяется влияние технологических параметров заканчивания скважин на добывные возможности эксплуатационного объекта и производится корректировка применяемой технологии.

2.10 Промысловые геофизические работы

После окончания бурения бокового ствола проводятся промысловые геофизические исследования.

Метод исследований в эксплуатационной колонне, в открытом и обсаженном боковом стволе приведены в таблице 2.19.

Таблица 2.19 — Геофизические методы исследований

Примечание:

* - обязателен в нефтегазовых залежах для выявления газовых перетоков;

** - повторный замер РК на газ для нефтегазовых залежах не ранее, чем через 15 дней после спуска колонны;

*** - выполняется в скважинах с углом отклонения от вертикали не более 52 град.;

**** - выполняется в скважинах с углом отклонения от вертикали более 56 град.;

***** - проводится в скважинах, где установлены фильтры.

2.11 Эффективность восстановления скважин методом бурения бокового ствола в НГДУ «ЛН» (за 5 лет) Зарезка и бурение боковых стволов. Данный вид ремонта применяется на обводненных и бездействующих скважинах с целью интенсификации системы разработки месторождения и вовлечения недренируемых запасов нефти. Работы ведутся силами подрядчика: Самарским УПНПиКРС. Для бурения боковых направленных и горизонтальных стволов привлекается ИТС УЗБСКиКРС. Выполнение плановых показателей приведено в таблице 2.20. Технологическая эффективность бурения вторых стволов, как за 2003 год, так и за 5 лет приведено в таблице 2.21.

Таблица 2.21 — Основные показатели скважин с боковыми стволами.

Мы видим, что добыча с начала запуска составила 1 506 727 тонн.

Данные по добыче и дополнительной добыче за счет бурения боковых стволов в 2003 году приведены в таблице 2.22.

3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Организационная структура ЦКРС Существуют следующие виды организационных структур управления: линейная, функциональная, линейно-функциональная, линейно-штабная и программно-целевая.

Линейная структура характеризуется непосредственным воздействием руководителя на управляющее звено по всем функциям управления. Ему подчинены руководители и исполнители нижестоящих подразделений, а он подчинен вышестоящему начальнику. Линейная структура обеспечивает полное выполнение принципа единоначалия, повышает ответственность каждого руководителя за конечные результаты труда в его подразделении. Но вместе с тем требует от руководителя глубоких и разносторонних знаний, что при большом объеме производства и его сложности ограничивает использование такого принципа построения организационной структуры управления.

При функциональной структуре общее руководство осуществляется линейным руководителем через руководителей функциональных органов. При этом руководители специализируются по отдельным управленческим функциям.

Стремление избежать недостатков присущих линейным и функциональным структурам в их чистом виде, привело к появлению смешанных структур, примером которых является линейно-функциональная (или линейно-штабная) структура управления. Эта структура получила наибольшее распространение в управлении машиностроительными предприятиями. Она состоит в том, что линейные руководители осуществляют свою деятельность на принципах единоначалия, но для обеспечения необходимой компетентности управленческих решений при руководителе создаются функциональные подразделения (отделы, бюро, группы), которые возглавляют ведущие специалисты в определенных областях. Они выступают в качестве помощников руководителя по отдельным функциям управления, готовят решения, но принимает их руководитель — единоначальник подразделения. Преимуществом этой является повышение качества принимаемых решений и соблюдение принципа единоначалия, а недостатки состоят в тенденции к разбуханию штатов функциональных служб, к их отрыву от проблем, наиболее важных для исполнителей.

На рисунке 3.1 представлена организационная структура ЦКРС № 1 ОАО «УПНП и КРС», ниже описаны обязанности отдельных работников.

Таким образом, начальник цеха осуществляет руководство производственно-хозяйственной деятельностью цеха, обеспечивая выполнения персоналом цеха приказов и указаний руководства. Осуществление своевременного выполнения запланированных мероприятий. Обеспечение соблюдения работниками цеха трудовой дисциплины. Организует и осуществляет контроль за состоянием условий труда. Осуществляет своевременное выполнение запланированных мероприятий.

Ведущий инженер обеспечивает выполнение плановых заданий по капитальному ремонту скважин. Контролирует обеспечения бригад KPС спецтехникой, ее распределением и использованием. Обеспечивает правильную организацию и безопасное ведения технологических процессов. Проведение работ по внедрению новой техники, технологии. Осуществление контроля за проведением инструктажей для рабочих.

Инженер I категории обеспечивает строгий контроль за соблюдением технологии ремонта скважин, кислотной обработки призабойной зоны, технологическими регламентами. Составляет технологический план на проведение капитального ремонта скважин. Обеспечивает своевременный входной и выходной контроль за химреагентами. Внедряет в производство эффективные методы повышения нефтеотдачи пластов.

Геолог I категории обеспечивает выполнение геологического комплекса работ в процессе ремонта скважин. Присутствует при производстве прострелочно-взрывных работ на скважине. Составляет сводные геологические и геофизические отчеты. Осуществляет контроль по организацией и безопасному ведению работ при исследовании скважин, за проведением промысловогеофизических работ.

Геологи участвуют в разработке планов по капитальному ремонту скважин, промыслово-геофизических работ. Обеспечивают выполнение геологического комплекса работ в процессе ремонта скважин. Анализ материалов исследований в процессе ремонта скважин. Организуют сбор и анализ информации для проведения геологических работ. Составляют недельные графики для работ партии ЛУГР.

Механик обеспечивает правильную и безопасную эксплуатацию оборудования и механизмов, инструментов и приспособлений. Осуществляет контроль за соблюдением «Правил технической эксплуатации оборудования и инструментов». Обеспечивает выполнение графиков ППР и капитального ремонта оборудования. Составляет месячные и годовые заявки на оборудование и инструменты, запасные части и другие материально-технические ресурсы.

Инженер по охране труда и технике безопасности осуществляет контроль за соблюдением на объектах правил и норм безопасности, производственной санитарии. Осуществляет также периодические проверки условий труда в цехе. Контролирует за своевременностью и качеством обучения работающих безопасным методам работы. Осуществляет проверки знаний к работников цеха. Участвует в расследовании производственного травматизма. Анализирует ежемесячное общее состояние условий труда бригады, а также нарушений правил и норм безопасности.

Инженер по нормированию труда производит расчет фонда оплаты труда по установленным нормативам. Ведет учет и анализ заработной платы по профессиям. Ведет учет и отчетности по бригадам. Проводит хронометраж и фотографии с целью изучения и анализа использования рабочего времени. Оформляет документ на выплату премий, надбавок, доплат.

Техник осуществляет контроль за использованием рабочего времени в цехе и по бригадам. Принимает и проверяет табеля учета рабочего времени от мастеров. Составляет единый табель учета, баланс использования рабочего времени, фактическую расстановку численности. Под руководством инженера по нормированию выполняет необходимые расчеты по труду. Подбирает данные для оформления материалов по вопросам организации труда и заработной платы. Составляет хронометраж и фотографии использования рабочего времени.

Старший мастер КРС осуществляет руководство производственной деятельностью бригад. Обеспечивает полной загрузкой и правильным использованием оборудования. Анализирует результаты производственной деятельности бригад. Руководит сложными и особо опасными работами в бригадах.

Совместно с диспетчером ведет учет и распределение спецтехники для бесперебойной работы бригад. Контролирует состояние хранения и эксплуатации аварийного инструмента в бригадах. Проверяет соответствие выполняемой работы бригады с планом работ, наряд-заданием и технологией работ по ремонту.

Мастер KPС осуществляет руководство бригады KPC. Обеспечивает выполнение бригадой плана по ремонту скважин. Обеспечивает соблюдение технологии и качества ремонта скважин. Руководит работами со сложными и особо опасными условиями работ. Проводит инструктаж рабочим в соответствии с графиком. Обеспечивает соблюдения рабочими трудовой и производственной дисциплины. Не допускает ведения работ на неисправном оборудовании. Контролирует состояния условий труда в бригаде.

Бригада KPC выполняет технологические операции по капитальному ремонту скважин.

Мехучасток производит ремонт бригадного оборудования, сварочные работы, плотницкие работы для бригад КРС, ремонт и обслуживания ГИВ.

3.2 Оплата труда и премирование в ЦКРС Оплата труда Для рабочих бригад КРС и бригад подготовки устанавливается сдельно-премиальная и повременно-премиальная система оплаты труда.

Оплата производится по часовым тарифным ставкам, утвержденным и действующим в ОАО.

Перечень работ, оплачиваемых по сдельному тарифу:

— ПЗР, ПР, переезд;

— все спускоподъемные операции;

— демонтаж, монтаж ЭЦН (кроме работ, выполняемых погружниками);

— промывка скважины;

— шаблонирование эксплуатационной колонны с промывкой;

— глушение скважины;

— все тампонажные работы кроме ожидания затвердения цемента, состава (ОЗЦ, ОЗС);

— промывка гидратной пробки, с монтажом КОПС;

— разбуривание цементного стакана (моста) с промывкой;

— подготовительные работы перед перфорацией;

— обработка призабойной зоны реагентом (ПАВ, кислота), кроме ожидания действия реагента на пласт;

— установка пластыря («Дорн»);

— ловильные работы в объеме времени,

— заказчиком;

— пропарка оборудования, очистка от грязи паром инструмента закрепленного за бригадой (выполняется по окончании КРС, но не более 4,2 часа);

— продувка трубы паром на мостках.

Оплата производится в объеме нормативного времени. Перечень работ, оплачиваемых по повременному тарифу (но не выше нормативного времени):

— ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ), ожидание затвердевания тампонажного состава (ОЗС);

— определение источника обводнения (ОИО) и профиля притока (ОПП);

— определение профиля приемистости (ОПП);

— определение технического состояния эксплуатационной колонны (ОТСЕК);

— насыщение пласта жидкостью;

— ожидание выравнивания температур;

— ожидание результатов интерпретации данных ГФО;

— комплекс перфорационно-взрывных работ с использованием кумулятивных перфораторов типа ПК-103, ПС-112, ПКС-80;

— ожидание действия реагента на пласты (кислоты, ПАВ, растворителя);

— ожидание притока жидкости;

— освоение компрессором;

— работа испытателем пластов;

— освоение пенными системами;

— работа УОС;

— уборка замазученности (не более 24 м' в смену) при СПО с жидкостью.

По фактически отработанному времени, сдельному тарифу и расшифрованной картограмме оплачивается:

— расхаживание затянутых колонн труб;

— фрезерование, райбирование;

— подъем СБТ после фрезерования, ловильных работ с вращением инструмента;

— подъем ЭЦН, ШГН при отсутствии циркуляции и с превенторами.

Перечень работ, оплачиваемых по повременному тарифу в объеме калькуляционного времени:

— гидродинамические исследования (КВД, КВУ);

— восстановление циркуляции.

Премирования бригад КРС и бригад подготовки производится из фонда оплаты труда.

Распределение премии между членами бригады производится с учетом коэффициента трудового участия (КТУ) каждого члена бригады, который определяет вклад каждого члена бригады в общие результаты работы. Индивидуальный размер КТУ может быть от 0 до 2.

Общая сумма коэффициентов трудового участия при распределении премии должна соответствовать количеству членов бригады.

3.3 Расчет технико-экономического обоснования необходимости бурения боковых стволов на Лянторском месторождении Рассчитаем чистую текущую стоимость (ЧТС) от проведенных мероприятий по зарезке и бурению боковых стволов на Лянторском месторождении.

1) Прирост добычи нефти при увеличения количества скважин с применением метода зарезки и бурения бокового ствола рассчитываем по формуле:

Q = q 365 kэ n, (3.1)

где Q — прирост добычи, обусловленный увеличением среднедействующего фонда скважин, тыс. т.;

365 — среднее время работы одной скважины в текущем году, сут.;

n — фонд скважин, охваченных мероприятием, скв.;

q — средний дебит скважин, дополнительно введенных в работу, т/сут.

Результаты расчетов по восстановленным 8 скважинам сведены в таблицу 3.1.

2) Рассчитаем в стоимостном выражении:

Вt = Q Ц (3.2)

где Ц — цена одной тонны нефти, тыс. руб/т.

3) Расчитаем амортизацию основных фондов:

А = Кк Na/100, (3.3)

где Кк — капитальные затраты в к-ом году, тыс.руб.;

Na — норма амортизации основных фондов, %.

4) Дополнительные текущие затраты по мероприятию рассчитываются следующим образом:

Иt = И допt + И мерt (3.4)

где И мерt — текущие затраты в t-ом году, на проведение работ по реализации мероприятия, тыс.руб.;

И допt — текущие затраты на дополнительную добычу, тыс.руб.

И допt = Qt Сб 0,43 (3.5)

где Qt — дополнительное извлечение нефти в t-ом году, тыс.т.;

Сб — себестоимость одной тонны нефти, руб.

5) Расчет налогов производится по формуле:

Н = Нимt + Нпр, (3.6)

где Н имt — прирост налога на имущество, тыс.руб.;

Нимt = Состt Nим / 100, (3.7)

где С остt — остаточная стоимость имущества в t-ом году, тыс.руб.;

N им — ставка налога на имущество, % (равная 2%).

С остt = Кk — k = 1 А мк, (3.8)

Где k — количество лет проведения мероприятия по t-ий год включительно;

Кk — капитальные вложения в k-ом году, тыс. руб;

А мк — дополнительные амортизационные отчисления, начисленные в в k-ом году, тыс. руб;

6) Прирост потока наличности рассчитывается по следующей формуле:

ПДНt = Вt — Иt — Кt + Нt, (3.9)

где Вt — прирост выручки от приведенных мероприятий в текущем году, тыс.руб.;

Нt — прирост величины налоговых выплат в текущем году, тыс.руб.;

Иt — прирост текущих затрат в текущем году тыс.руб.;

Кt — капитальные затраты в текущем году, связанные с проведением мероприятия, тыс.руб.

7) Дисконтированный годовой поток денежной наличности (ДПДНt) определяется по формуле:

ДПДНt = ПДНt t (3.10)

Где t — коэффициент дисконтирования для текущего года.

t = (1 + Е НП) где Е НП — нормативный коэффициент приведения.

8) Накопленный дисконтированный годовой поток денежной наличности представляет собой чистую текущую стоимость и определяется по формуле:

ЧТСt = ДПДН k, (3.12)

где k — годы проведения мероприятия до текущего года включительно.

В данном случае ЧТСt за пять лет составляет более 142 640,5 тыс. рублей.

Профили накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости показаны на рисунке 3.2.

9) Анализ чувствительности проекта к риску Методика расчета:

Q = (q * Т * Кэ * n)*0,7, тонн (3.13)

Q = (q * Т * Кэ * n)*1,1, тонн (3.14)

Впр. = Q * Ц*0,8, тыс.руб. (3.15)

Впр. = Q * Ц*1,2, тыс.руб. (3.16)

Итек. = (Имер + Идоп.доб.)*0,9, тыс.руб. (3.17)

Итек. = (Имер + Идоп.доб.)*1,1, тыс.руб. (3.18)

Н = (Впр. — Итек.) * 35% * 0,8, тыс.руб. (3.19)

Н = (Впр. — Итек.) * 35% * 1,2, тыс.руб. (3.20)

Результаты расчетов сведены в таблице 3.1 — 3.12.

Любые мероприятия в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную с природными факторами, рыночными, законодательными и многими другими, то необходимо обязательное проведение анализа чувствительности вариантов строительства, реконструкции или модернизации производства.

При анализе чувствительности ЧТС выбираются интервалы наиболее вероятного диапазона измерение каждого его фактора:

1) Прирост годовой добычи нефти — ЧТС (Q) — от -30% до +10% - данный фактор удовлетворяется;

2) Цена на нефть при ее реализации — ЧТС (Ц) — [от — 20% до +20%] дальнейшее снижение цены на нефть будет не выгодным увеличение ее объемов;

3) Текущие затраты на добычу нефти — ЧТС (И) — [от — 10% до +10%] — дальнейшее увеличение текущих затрат (повышение себестоимости нефти), делают добычу нефти не выгодной;

4) Капитальные затраты — ЧТС (К) — [от — 5% до +15%], целиком зависит от изменения (удорожания) цен на строительство;

5) Уплата налогов — ЧТС (Н) — [от — 20% до +20%], увеличение налогов отрицательно сказывается на выполнении мероприятий и всей деятельности предприятия.

Таким образом, снижение цены на нефть [ЧТС (Ц)], увеличение ее себестоимости [ЧТС (И)], капитальных затрат [ЧТС (К)] и особенно, рост налогов [ЧТС (Н)] — являются отрицательными факторами при выполнении мероприятий по реконструкции и модернизации промыслового хозяйства.

Диаграмма «Паук» указывает на полученные зависимости ЧТС от факторов — природных и рыночных (изменение годовой добычи нефти, цены на нефть, текущие затраты, капитальные затраты и налоги).

4. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА Охрана труда — система обеспечения безопасности жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия.

В 2004 году основой работы службы охраны труда ОАО «УПНП и КРС» явились:

Профилактическая работа, направленная на предупреждение производственного травматизма, профессиональных заболеваний.

Контроль соблюдения нормативных актов по охране труда в подразделениях общества и создания безопасных и здоровых условий труда работников.

Координация и организация работ по охране труда в цехах, бригадах и участках.

В профилактической работе приоритет отдавался работе постоянно — действующих комиссий общества и подразделений.

Для предупреждения аварий и контроля за безопасным ведением работ, службой охраны труда в течение 2004 года проведено 36 целевых проверок цехов и бригад, 28 ночных проверок бригад КРС.

С целью недопущения нефтегазопроявлений и открытых фонтанов в нефтяных скважинах с работниками бригад КРС в 2004 году проведено 68 практических занятий по предупреждению НГП и ОФ.

В течение года проводилось специальное обучение мастеров, включавшее в себя вопросы по охране труда и технике безопасности.

В 2004 году службой охраны труда была проведена определенная работа по созданию безопасных и здоровых условий труда и культуры производства. Ежеквартально руководители подразделений отчитывались в проделанной работе. Постоянно контролировалось состояние дел, и принимались меры для выполнения в срок намеченных мероприятий.

В целях приведения в соответствие с нормами и стандартами производственных объектов и цехов в течение года работниками инженерного центра и Сургутской санэпидемстанции проводились замеры загазованности, запыленности, шума, освещенности и т. д.

На основании выданных рекомендаций в подразделениях была проведена работа по улучшению условий труда. Во всех подразделениях акционерного общества начата работа по аттестации рабочих.

4.1 Охрана труда при бурении Зарезка второго ствола в эксплуатационной колонне является новым видом технологии в ОАО «УПНП и КРС», поэтому обеспечение безопасных и здоровых условий труда возможно лишь при соблюдении требований технологической и производственной дисциплины.

Все работы по зарезке второго ствола в обсаженной эксплуатационной скважине производиться с соблюдением действующих «Правил безопасности» и «Технологического регламента на бурение вторых стволов из обсаженных эксплуатационных скважин» утвержденного главным инженером ОАО «УПНП и КРС».

Работы по зарезке второго ствола должны производиться под руководством ответственного инженерно-технического работника, назначенного приказом по предприятию.

С рабочими бригады провести внеочередной инструктаж «По практическим действиям бригады КРС в случае нефтегазопроявлений и открытых фонтанов» с записью в журнале «Регистрации инструктажей на рабочем месте».

Процесс по зарезке второго ствола в скважине характеризуется повышенной опасностью для работающих, поэтому должен быть разработан план ликвидации возможных аварий, в котором необходимо предусмотреть оперативные действия персонала по предотвращению аварий и ликвидации аварийных ситуаций, а в случае их возникновения по локализации, исключению загораний или взрывов.

В процессе зарезки и бурения второго ствола должны постоянно контролироваться следующие параметры:

— вес на крюке с регистрацией на диаграмме;

— плотность бурового раствора;

— расход бурового раствора на входе и выходе;

— давление на манифольде буровых насосов с регистрацией на диаграмме;

— уровень раствора в приемных емкостях при бурении на устье скважины при простое и спускоподъемных операциях;

— крутящий момент на роторе.

Ведение спускоподъемных операций должно осуществляться с применением различных механизмов и инструментов в соответствии с инструкциями.

Скорости СПО регламентируются технологическим проектом с учетом допустимого колебания гидродинамического давления.

Для предупреждения газонефтепроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить, долив бурового раствора в скважину. Режим долива определяется технологическим регламентом.

Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла бурильных труб. При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых (спущенных) труб подъем (спуск) должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при газонефтепроявлений.

Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневание — запрещается. При их появлении подъем следует прекратить, провести промывку с вращением и рассаживанием колонны бурильных труб.

При спускоподъемных операциях запрещается:

— находиться в радиусе действия машинных ключей, рабочих и страховых канатов;

— подавать бурильные свечи с подсвечника и устанавливать их обратно без использования специальных приспособлений;

— находиться персоналу на столе ротора при талевой системы и работе круговым ключом.

При подъеме ненагруженного элеватора, а также при отрыве (снятии с ротора) колонны бурильных труб раскачивание талевой системы не допускается.

Подводить машинные и автоматические ключи к колонне бурильных труб разрешается только после посадки их на клинья или элеватор.

Опускать колонну труб на клинья следует плавно, без ударов. Если при спуске возникает посадка, то разгружать талевую систему более чем на 5 делений по индикатору веса — запрещается. В этом случае необходимо поднять колонну на 15−20м, промыть скважину, а затем продолжить спуск колонны.

Перед бурением в интервалах с возможным газопроявлением перед ведущей трубой необходимо устанавливать обратный клапан.

В процессе бурения скважины не допускается отклонений от установленной плотности промывочной жидкости более чем на + 0,02 г/см3, при фактической ее величине до 1,45 г/см3.

Запрещается оставлять бурильную колонну без движения во вскрытом пласте, в продуктивных горизонтах во избежание прихвата. Во время вынужденных остановок бурильную колонну постоянно поднимать и опускать на длину ведущей трубы и проворачивать ротором через 2−5 мин.

При повышении давления на выкиде насоса прекратить бурение и привести в нормальное состояние ствол скважины промывкой с рассаживанием колонны турборотором с частотой не менее 80об/мин., не допускается натяжения колонны сверх собственного веса.

Раскрепление резьбовых соединений УБТ и замковых соединений бурильных труб ротором — запрещается.

Для предупреждения образования сальников в интервалах ствола необходимо:

— буровой раствор должен очищаться до полного удаления шлама;

— шламоуловители, вибросита, емкости поддерживать в исправном состоянии;

— бурильные трубы должны быть одного диаметра.

В процессе спуска обсадной колонны непрерывно наблюдать за характером бурового раствора из скважины. В случае падения уровня жидкости в затрубном пространстве следует непрерывно заполнять его буровым раствором.

Для предупреждения прихвата обсадной колонны в процессе заполнения ее жидкостью, колонну необходимо держать на весу и периодически расхаживать.

После цементирования эксплуатационной колонны необходимо загерметизировать устье скважины и создать избыточное давление в затрубном пространстве во время ОЗЦ.

Разбуривание цементных стаканов в колонне без установленного противовыбросового оборудования — запрещается.

Перед проведением геофизических работ бригадой КРС проверяется:

— состояние бурового оборудования, при неисправном оборудовании запрещается проводить геофизические работы в скважине;

— работа и состояние противовыбросового оборудования;

— превентор должен быть опрессован на максимально ожидаемое давление, а на крестовине фонтанной арматуры должна быть установлена задвижка;

— наличие бурового раствора и его уровень в скважине;

— степень освещенности рабочих мест в опасной зоне;

— наличие и пригодность площадок для размещения геофизического оборудования.

При переливе бурового раствора из скважины геофизические работы прекращаются и принимаются меры по герметизации устья скважины.

Для предупреждения газонефтепроявлений должны приниматься следующие меры:

— вскрытие газового горизонта и последующее углубление скважины запрещается при отсутствии в компоновке низа бурильной колонны шарового или тарельчатого клапана, а под ведущей трубой шарового клапана;

— перед началом бурения и после него, а также в отдельных интервалах производится ее безостановочная промывка продолжительностью не менее одного цикла;

— если в процессе промывки или бурения скважины наблюдается постоянное поступление газа в буровой раствор, то подъем бурильной колонны из скважины — запрещается.

Устье скважины немедленно герметизируется при:

— обнаружении перелива бурового раствора из нее;

— отсутствие циркуляции в скважине;

— повышении уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения или промывки;

— поглощении бурового раствора.

4.2 Противопожарная защита Основной задачей службы охраны труда в области противопожарной безопасности явилась профилактическая работа по недопущению пожаров, гибели людей и сохранению материальных ценностей акционерного общества.

Работа по противопожарной безопасности строилась на основании плана противопожарных мероприятий, составленного на год, а так же предписаний контролирующих органов. В соответствии с планом регулярно проводились детальные пожарно-технические проверки, в результате которых были выявлены 184 нарушения правил пожарной безопасности.

За истекший год все объекты, бригады и участки управления были укомплектованы недостающими средствами пожаротушения. Было проведено 1654 инструктажа о мерах пожарной безопасности, подвергнуты проверке на сезонные периоды работы внутренние и наружные пожарные краны. Проведены целевые проверки автоматической пожарной сигнализации. Совместно с инспекцией ПЧ проведены занятия и соревнования с ДПД. Для цехов были разработаны инструкции и планы ликвидации аварий и загораний.

Для эффективной работы отдела в области противопожарной безопасности разработано ряд мероприятий, направленных на своевременное заключение договоров с контролирующими и обслуживающими организациями, на оборудование объектов и помещений автоматической пожарной сигнализацией, на разработку и согласование новых инструкций по пожарной безопасности производственных объектов.

Опасные моменты при ремонте и эксплуатации производственных объектов на предприятиях НГДУ связанных с возможностью воспламенения нефтяных паров и газа. Для устранения этих опасных моментов и обеспечения безопасного ведения работ, в том числе и КРС, на производственной территории надо соблюдать противопожарные мероприятия и строго выполнять правила техники безопасности.

Основные из этих правил следующие:

— территории прискваженных площадок при производстве КРС содержать в чистоте, разлитые нефть и нефтепродукты нужно убирать;

— каждый производственный объект (бригады КРС) должен иметь комплект первичных средств пожаротушения; ящики с песком, лопаты, огнетушители и т. д., количество и перечень, которые устанавливаются местными нормами;

— курить только в специально отведенных местах; сварочные и другие огневые работы на скважине производятся под руководством ответственного работника по письменному разрешению, технического руководителя предприятия и с ведома пожарной охраны;

— электрооборудование должно быть во взрывозащищенном исполнении;

— передвижные агрегаты с двигателями внутреннего сгорания должны иметь искрогасители;

— при работе в загазованной среде необходимо пользоваться обмедненным инструментом.

5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ Экологияэто наука об отношениях живых организмов и их сообществ между собой и с окружающей средой с учетом всей совокупности условий существования.

5.1 Охрана недр При обустройстве месторождения основным видом воздействия на почвенный покров и растительность является изъятие в постоянное и временное пользование, что ведет к деформации и частичному уничтожению почвенно-растительного покрова и лесных угодий. При строительстве запроектированных объектов почвенно-растительный покров будет подвергаться следующим видам воздействия:

— разрушение естественного почвенно-растительного покрова на отводимых в постоянное и временное пользование землях;

— нарушение рельефа местности при планировке территории, отсыпке площадок и дорожного полотна, что без принятия надлежащих мер может привести к нарушению гидрологического режима и, как следствие этого, в условиях равнинности к развитию заболачивания и осушения, приводящему к смене видового состава растительного покрова;

— засорение территории отходами строительного производства. Снижение площади отторгаемых земель достигается в результате:

— -формирования линейных коммуникаций в коридоры минимальной ширины, располагающихся вдоль автомобильных дорог;

— -вертикальной компоновки оборудования, сокращения количества объектов путем кооперации на одной площадке объектов различного назначения и использования оборудования с большей производительностью, совмещение площадок ДНС, ПС 35/6 и КНС, объединение объектов инженерного обеспечения в единую зону для всех производств.

При отчуждении земель под строительство объектов обустройства месторождения устанавливаются твердые границы временной полосы отвода, что обязывает не допускать использование земель за ее пределами. Площадь нарушений растительного покрова при выполнении проектных решений минимальна и гарантирует восстановление растительности со временем от первых лет (болотные фитоцинозы) до 50 лет (фитоцинозы сосновых).

Техническая и биологическая рекультивация временной полосы отвода под трубопроводы и автодороги, укрепление откосов земляных сооружений посевом трав, озеленение (благоустройство) территории площадочных объектов.

С целью защиты почвы от водной эрозии и возможности утечек загрязняющих веществ при эксплуатации площадных объектов запроектирован организационный отвод поверхностных вод с территории площадок.

5.2 Охрана окружающей среды Окружающая среда — совокупность средообразующих компонентов (атмосферный воздух, вода, почва, недра, животный и растительный мир, ландшафты), культурных и природных памятников, материальных объектов, оказывающих влияние на здоровье человека и условия его жизнедеятельности.

В настоящее время охрана окружающей среды стала одной из актуальнейших проблем современности. Необходимость бережного отношения к природе за последние десятилетия получила глубокое отражение в различных государственных решениях и постановлениях. Поэтому большое значение при ведении буровых работ имеют технико-экономические аспекты охраны окружающей среды, заключающиеся в рациональном выборе технологии производственных процессов, технических средств, которые обеспечивают реализацию необходимых природных мероприятий при наименьших экономических затратах.

При проведении бурения могут возникнуть следующие основные виды нарушений природной среды:

— отчуждение и вывод из строя плодородных земель;

— нерациональное и бесконтрольное использование земельных участков под планировку буровых площадок и инженерных коммуникаций, прокладываемых к буровым;

— нарушение почвенного слоя и уменьшение продуктивности почв на месте ведения буровых работ;

— поступление в водоносные горизонты и продуктивные пласты химических реагентов, применяемых в качестве добавок к промывочным жидкостям;

— переток подземных вод из одного водоносного горизонта в другой или продуктивный пласт (нефтяной или газовый) или переток углеводорода из одного продуктивного пласта в другой по затрубному пространству в стволе скважины при неудовлетворительной организации разобщения пластов;

— утечка и проникновение в продуктивный горизонт масел, нефтепродуктов и глинистых растворов, обработанных химическими реагентами;

— загрязнение поверхностных вод различными маслами, нефтепродуктами и химическими веществами, что ведет к последующему проникновению этих вод в скважину.

Загрязнение подземных вод в ходе бурения эксплуатационной скважины на нефть и газ при использовании таких технологических средств, как торпедирование, соляно-кислотная обработка призабойной зоны и гидроразрыв пласта.

Для того чтобы предотвратить ущерб, который наносится проведением буровых работ, необходимо выполнить следующий комплекс мероприятий, прямо или косвенно связанных с применяемой технологией бурения:

— тип промывочной жидкости, химические реагенты и материалы, используемые при регулировании свойств раствора, следует выбирать с учетом геолого-гидрогеологических условий месторождения;

— нельзя забуривать скважину с использованием эмульсионной промывочной жидкости;

— конструкция циркуляционной ситемы, сооружаемой с учетом конкретных местных условий, должна исключать возможность утечки отработанной жидкости в грунт;

— запрещается сбрасывать отработанный раствор в гидрографическую сеть, отдельные водоемы, почву;

— для защиты водоносных горизонтов и продуктивных углеводородных пластов от различных перетоков и загрязнений вредными веществами необходимо осуществлять их надежную изоляцию путем спуска обсадных колонн, цементирования, тампонирования и другими средствами, устраняющими сообщение горизонтов со стволом скважины;

— остатки вредных химических веществ, реагентов, не пригодных для бурения, следует захоронить в землю в изолированных или искусственно созданных полостях, в местах, где отсутствуют водоемы питьевого назначения, под слоем земли не менее 1 м с последующей рекультивацией этой площади;

— при кустовом бурении необходимо в обязательном порядке проводить обваловку буровой площадки.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Главной задачей многих нефтегазодобывающих предприятий в настоящее время является стабилизация или снижение темпа падения добычи углеводородного сырья на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки. Общепризнанно, что наиболее эффективный способ повышения нефтегазодобычи — бурение боковых наклонных или горизонтальных стволов.

Бурение боковых стволов и столов с горизонтальным участком из старых обсаженных эксплуатационных скважин позволяет на конечных стадиях разработки месторождения повысить нефтеотдачу пластов за счет направленного разбуривания «целиковых» зон с высокой нефтенасыщенностью, невыработанных скоплений углеводородов, а при бурении боковых стволов горизонтальных скважин увеличить охват пласта за счет роста зоны дренирования из расчета на одну скважину. При этом снижаются капитальные затраты на разбуривание и обустройство нефтяного месторождения при одновременном увеличении коэффициента извлечения нефти.

В настоящее время на 16.05.2004 года в НГДУ «Лянторнефть» боковые стволы пробурены в 229 скважинах. Из них 6 вертикальных или слабонаклонных, 110 горизонтальных и 70 пологих до 60?. Дополнительная добыча от боковых стволов с 1998 года по декабрь 2003 года составила 51,415 тыс. тонн нефти. Бурение боковых стволов ведётся по руководящему документу РД 5 753 490- 030−2001, Самарским «УПНП и КРС».

Расчет технико-экономического обоснования эффективности бурения боковых стволов произведен с использованием процесса дисконтирования, он показал, что зарезка боковых стволов целесообразна, так как полученные экономические данные свидетельствуют об этом. На рисунке 3.3 согласно выбранной методике расчетов, доказано, что зарезка боковых стволов эффективна, то есть проект выгоден, так как диаграмма «Паук», согласно расчетов, построена в положительной части системы координат. Технологическая эффективность бурения вторых стволов, как за 2003 год, так и за 5 лет приведена в таблице 2.21.

Метод бурения боковых стволов применяется для реанимации бездействующего фонда скважин и интенсификации добычи нефти. Он позволяет пополнить действующий фонд скважин, улучшить состояние разработки. Этот способ используется на участках, где бурение новых скважин нерентабельно.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Бочкарев В. В., Дунюшкин Д. И., Иванисько Л. А. Организация труда и заработной платы в нефтяной промышленности. — М.: Недра, 1990.

2. Брену А. Д., Тищенко В. Е. Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности. — М.: Недра, 1999.

3. Булатов А. И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1977.

4. Дополнение к технологической схеме разработки Лянторского месторождения. Том 1 книга 1. Исполнитель Тюменское отделение «СургутНИПИнефть» Сургут, 1998.

5. Дополнение к технологической схеме разработки Лянторского месторождения. Том 1 книга 4. Исполнитель Тюменское отделение «СургутНИПИнефть» Сургут, 1998.

6. Инструкция по охране труда при зарезке второго ствола в обсаженной эксплуатационной колонне ОАО «Сургутнефтегаз», 1999.

7. Калинин А. Г., Григорян Н. А., Султанов Б. З. Бурение наклонных скважин. Справочник. — М.: Недра, 1990.

8. Калинин А. Г., Никитин Б. А. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. Справочник. — М.: Недра, 1997.

9. Масленников И. К. Буровой инструмент. Справочник. — М.: Недра, 1989.

10. Перчик А. И. Словарь-справочник по экономике нефтедобывающей промышленности. — М.: Недра, 1989.

11. Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности ППЬО 85 — М.: Недра, 1987.

12. Сулейманов А. Б., Карапетов К. А., Яшин А. С. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. — М.: Недра, 1984.