Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м
3.6
Особенности эксплуатации скважин с боковыми стволами
Практика
бурения боковых стволов из обсаженных скважин показала, что этот метод является
одним из наиболее эффективных при интенсификации добычи нефти благодаря относительно
малой стоимости бурения по сравнению с бурением новых скважин, возможности
использования существующей системы обустройства скважины и месторождения в
целом. Однако бурение БС производилось и производится без учета требований с
позиции последующей их эксплуатации механизированным способом. Вопросы техники
и технологии оптимальной эксплуатации таких скважин требуют своего решения.
При
эксплуатации скважин с БС могут иметь место следующие варианты.
1 Высокое
пластовое давление и глубокий условно вертикальный участок старого ствола,
исключающее необходимость подвески насосной установки в боковой ствол.
2 Низкое
пластовое давление и небольшой по длине условно-вертикальный участок старого
ствола, вынуждающие спускать насосную установку в боковой ствол. В этом случае
факторами, осложняющими эксплуатацию механизированным способом, являются
участок набора кривизны, характеризуемый градусом кривизны, и наклонный
участок, отрицательно влияющие на рабочие характеристики оборудования.
Решение о
спуске насосного оборудования должно приниматься с учетом сопоставления
ожидаемого дебита при подвеске установки в условно-вертикальном участке и при
ее спуске в боковой ствол. В первом случае учитывается вынужденное повышение
динамического уровня, снижение коэффициента подачи насоса и повышение
газосодержания (из-за снижения давления на приеме); во втором случае
учитывается снижение коэффициента подачи установки из-за большого наклона,
снижение надежности оборудования при работе в боковом стволе и спускоподъемных
операциях.
Также выбор
места установки насоса зависит от наличия типоразмеров насосного оборудования
на предприятии, так как не все глубинные насосы можно спустить в боковой ствол.
При бурении
скважин с БС в зоне набора угла наклона образуются интервалы с малым радиусом
кривизны ствола, предъявляющие особые требования к технике эксплуатации
скважин. К их числу можно отнести.
1
Необходимость повышения надежности установок при проведении спускоподъемных
работ из-за роста вероятности возникновения в узлах установок остаточной
деформации, приводящей к поломке во время ее работы.
2 Обеспечение
преодоления значительных сил сопротивления движению плунжера насоса, частично
деформированного в искривленном участке ствола скважины, в случае спуска в
скважину штангового глубинного насоса.
Также одним
из факторов, определяющих дальнейшую эксплуатацию скважин с БС глубиннонасосным
оборудованием, является то, что крепление бокового ствола осуществляется
хвостовиком малого диаметра (102 и 114 мм), что ведет к ограничению
применения типоразмеров насосного оборудования, спускаемого в боковой ствол.
В таблице 30
приведены размеры насосного оборудования, а в таблице 31 внутренние диаметры
эксплуатационных колонн боковых стволов.
Таблица 30. Размеры
насосного оборудования, мм
Насос
|
Наружный диаметр
|
НВ1Б‑29
|
48,2
|
НВ1Б‑32
|
48,2
|
НВ1Б‑38
|
59,7
|
НВ1Б‑44
|
59,7
|
НВ1Б‑57
|
72,9
|
НН2Б‑32
|
56
|
НН2Б‑44
|
70
|
НН2Б‑57
|
84
|
Таблица 31. Размеры
НКТ и хвостовиков боковых стволов, мм
Наружный диаметр хвостовика БС
|
Внутренний диаметр хвостовика БС
|
Условный диаметр / внутренний диаметр НКТ
|
Диаметр муфты НКТ
|
102
|
88,6
|
60/50
|
73
|
114
|
100,3
|
73/62
|
89
|
Из таблиц
видно, что в БС с эксплуатационной колонной диаметром 102 мм возможен
спуск вставных насосов типоразмером 29 и 32 мм, невставных – 32 и 44 мм;
в БС с эксплуатационной колонной диаметром 114 мм возможен спуск всех вставных
и неуставных насосов.
В настоящее
время все скважины с БС на Туймазинском месторождении эксплуатируются
размещением подземного оборудования в старом стволе, т.е. выше уровня зарезки
бокового ствола. Это естественно приводит к уменьшению депрессии на пласт и, в
конечном счете, к уменьшению добычи нефти.
На рисунке 22
представлен график зависимости снижения суточного дебита скважин от длины
хвостовика по вертикали для разных категорий скважин /20/.
На категории
скважины были разбиты по величине потенциального дебита, определяемого по
уравнению
(41)
где k – коэффициент
продуктивности скважин, м3/сут·МПа;
Рпл
– пластовое
давление, МПа.
Q – потенциальный дебит, м3/сут
Из графиков
видно, что при длине хвостовика по вертикали 500 м снижение суточного
дебита скважины от потенциального достигает 40%.
1, 2, 3, 4 –
для скважин с потенциальным дебитом соответственно 5, 10, 15, 20 м3/сут
Рисунок 22 –
Зависимость потерь добычи нефти от длины хвостовика
Для
исключения потерь потенциального дебита скважины предложены следующие
технологии.
1 Бурение
бокового ствола производится с установкой временного моста. После завершения
бурения бокового ствола мост разбуривается, и насосное оборудование спускается
в старый ствол ниже уровня забуривания бокового ствола. Это позволяет
обеспечить работу насосного оборудования в благоприятных условиях по кривизне
ствола и сохранить потенциальный дебит. Технологическая схема данной технологии
приведена на рисунке 23.
2 Технология
забуривания бокового ствола с установкой временного моста также может быть
рекомендована для малодебитных (чисто нефтяных) скважин. При этом используется
тот же принцип, что и в предыдущем случае, с той лишь разницей, что сохраняется
основной ствол, как для притока нефти, так и для размещения насосного
оборудования.
1 – глубинный
насос; 2 – боковой ствол
Рисунок 23 –
Схема эксплуатации скважины с боковым стволом после разбуривания временного
моста
3 В отдельных
случаях (при заклинивании в обсадной колонне подземного оборудования,
инструмента или смятии колонны и др.) возникает необходимость забуривания
бокового ствола с небольшой глубины. В этом случае неизбежен спуск насосного
оборудования в БС, а при диаметре БС 102 или 89 мм использование обычной
насосной установки с НКТ практически невозможно. В этом случае может быть
применена штанговая насосная установка для безтрубной эксплуатации скважин,
разработанная институтом БашНИПИнефти (рисунок 24).
При спуске
оборудования в БС в диапазоне зарезаки бокового ствола и в интервалах
интенсивного набора зенитного угла в штанговой колонне глубинного насоса
возникают большие изгибающие напряжения. Для снятия этих напряжений институтом
БашНИПИнефти был разработан штанговый шарнир, который позволяет значительно
снизить изгибающие напряжения (рисунок 25).
1 – колонна
штанг; 2 – насос; 3 – опора насоса; 4 – хвостовик
Рисунок 24 –
Схема безтрубной эксплуатации скважины
1 – боковой
ствол; 2 – колонна штанг; 3 – центратор; 4 – шарнир
Рисунок 25 –
Схема работы штанговой колонны при входе в БС с шарниром и без шарнира
4.
Экономическая эффективность проекта
4.1 Технико-экономическая и организационная
характеристика ООО НГДУ «Туймазанефть»
Под организационной структурой
нефтегазодобывающего управления ООО НГДУ «Туймазанефть» понимается совокупность
органов управления, а также системы их взаимосвязи и взаимодействия.
Формирование отдельных органов и аппарата в целом предполагает наличие
определенных функций, объемов управленческих работ и особенностей объектов
управления. Организационная структура ООО НГДУ «Туймазанефть» представлена на
рисунке 26.
Руководство ООО НГДУ «Туймазанефть» осуществляется
директором НГДУ, отвечающем за результаты производственно-хозяйственной
деятельности. У руководителя предприятия имеются заместители: главный геолог,
главный инженер, заместитель директора по экономическим вопросам, заместитель
директора по общим и социальным вопросам, заместитель директора по
производству, главный бухгалтер, главный юрист, заместитель директора по
капитальному строительству.
Экономические службы возглавляет главный
экономист, который руководит работами по анализу и планированию производственно-хозяйственной
деятельности. Ему подчинены отделы: отдел организации труда и заработной платы,
планово-экономический отдел, группа по регистрации объектов недвижимости.
Главный инженер руководит всеми производственными подразделениями, ему подчиняются
заместитель главного инженера по технике безопасности, главный технолог,
производственный и технический отделы, главный механик, главный энергетик.
Для организации и управления работ по
капитальному строительству предусматривается заместитель директора по
капитальному строительству, которому подчинены строительно-монтажное управление
(СМУ), отдел капитального строительства (ОКС). Вопросы материально-технического
снабжения и сбыта решает заместитель директора по общим и социальным вопросам,
который также контролирует работу социальных учреждений.
Главный геолог и подчиненные ему отделы
занимаются такими проблемами, как выбор и обеспечение главных направлений
геолого-поисковых и разведочных работ, геологический контроль в процессе
бурения и опробования скважин, оценка нефтегазоносности разбуриваемых площадей,
обеспечение заданий по приросту запасов нефти.
Вспомогательные цеха, такие как цех подземного и
капитального ремонта скважин (ЦПРС и ЦКРС), прокатно-ремонтный цех
эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО), прокатно-ремонтный цеx электрооборудования и
электроснабжения (ПРЦЭиЭ), цех автоматизации производства (ЦАП), цех
антикоррозийных покрытий, подчиняются директору НГДУ.
Каждое предприятие само формирует организационную
структуру управления, которая утверждается руководителем предприятия.
Предметом и
основной целью НГДУ «Туймазанефть» является добыча и подготовка нефти и газа,
разработка и обустройство нефтяных месторождений.
В
соответствии с предметом и целью своей деятельности НГДУ «Туймазанефть» осуществляет
следующее:
– планирует
свою деятельность, руководствуясь при этом заказами, нормативами, а также
заключенными хозяйственными договорами;
– обеспечивает
выполнение плана по добыче нефти и газа, внедрение в производство передовой
техники, прогрессивных материалов, высокоэффективных ресурсосберегающих и
безотходных технологий;
– обеспечивает
сбор, подготовку, транспорт нефти и газа;
– производит
водозабор, подготовку, транспорт воды, закачку в пласт рабочих агентов (вода,
поверхностно-активные вещества и др.);
– осуществляет
эксплуатацию, текущий и капитальный ремонт инженерных сетей, линий
электропередач, электроподстанций, электрооборудования, систем автоматики и
телемеханики, дорог;
– осуществляет
эксплуатацию нефтегазодобывающих производств и объектов, разрабатывающих нефтяные
месторождения;
– определяет
потребность НГДУ в материальных ресурсах и приобретает их по договорам,
обеспечивает их надежное хранение и рациональное использование;
– разрабатывает
и выполняет мероприятия по охране природы и окружающей среды.
Для оценки
деятельности предприятия используют систему наиболее важных
технико-экономических показателей. Эта система должна наиболее полно и
объективно оценивать результаты деятельности НГДУ. Основные показатели
деятельности предприятия приведены в таблице 32.
ООО НГДУ
«Туймазанефть» ведет разработку 12 нефтяных месторождений, девять из которых с
поддержанием пластового давления. В настоящий момент ввиду того, что
большинство месторождений вошло в позднюю или заключительную стадии разработки,
на нефтяных промыслах НГДУ «Туймазанефть» требуется проведение различных
мероприятий по широкому внедрению методов увеличения нефтеотдачи пластов,
экономии материальных и топливно-энергетических ресурсов и снижению
эксплуатационных расходов.
Средняя обводненность
продукции скважин по НГДУ на текущий момент составляет 86,08% причем
обводненность основного месторождения – Туймазинского – составляет 90,11%.
Ввиду значительного сокращения объема добычи
нефти со скважин Туймазинского нефтяного месторождения, при сохранении объема
добычи жидкости, возрастает доля затрат на добычу, сбор, подготовку и
утилизацию пластовой волы.
Таблица 32. Основные технико-экономические
показатели по ООО НГДУ «Туймазанефть»
Показатель
|
Годы
|
2001
|
2002
|
2003
|
1 Добыча нефти, тыс. т
|
906,0
|
918,8
|
914,1
|
2 Сдача нефти, тыс. т
|
899,4
|
914,0
|
907,7
|
3 Добыча газа, тыс. м3
|
22480
|
23575
|
23930
|
4 Добыча жидкости, тыс. т
|
7909,3
|
7197,4
|
6565,2
|
5 Закачка воды, тыс. м3
|
7198,6
|
6788,4
|
6410,2
|
6 Ввод новых нефтяных скважин, скв
|
12
|
18
|
13
|
7 Ввод нефтяных скважин из бездействия, скв
|
93
|
34
|
10
|
8 Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин
|
0,951
|
0,962
|
0,967
|
9 Товарная продукция, тыс. руб.
|
1195769
|
1337602
|
1102744
|
10 Валовая продукция, тыс. руб.
|
1275459
|
1414862
|
1106390
|
11 Численность работников всего, чел.
|
3277
|
2974
|
2821
|
в том числе финансируемая от реализации нефти
|
2927
|
2786
|
2635
|
12 Производительность труда, руб./чел.
|
494747
|
569500
|
492198
|
13 Удельная численность на 1 среднедействующую скважину, чел./скв
|
2,086
|
1,919
|
2,007
|
14 Среднемесячная зарплата всего, руб.
|
7960
|
9137
|
10328
|
в том числе финансируемая от реализации нефти
|
7225
|
9123
|
10286
|
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15
|