Повышение нефтеотдачи пластов и интенсификация добычи нефти в ООО 'РУ-Энерджи КРС-МГ'

Содержание

 

Введение

Глава 1. Теоретические аспекты зарезки боковых стволов на нефтегазовом месторождении

1.1 Понятие и цели зарезки бокового ствола скважины

1.2 Применяемые техника и технологии, а также способы отбора скважин при проведении зарезки боковых стволов

1.2.1 Критерии отбора и классификация скважин для их восстановления путем бурения вторых стволов

1.2.2 Принципиальный подход к выбору скважин для бурения боковых стволов и оценки эффективности их эксплуатации

1.2.3 Выбор способа зарезки бокового ствола скважины

1.2.4 Выбор интервала зарезки второго ствола скважины

1.2.5 Забуривание второго ствола скважины через щелевидный вырез в эксплуатационной колонне

1.2.6 Забуривание второго ствола скважины в интервале сплошного выреза обсадной колонны роторным способом

1.2.7 Техника и технология бурения дополнительного ствола из вырезанного участка обсадной колонны с забойными двигателями

1.2.8 Ориентирование отклонителя

1.2.9 Профиль боковых горизонтальных стволов (БГС)

1.3 Методика расчета показателей экономической эффективности проведения зарезки бокового ствола

Глава 2. Характеристика и анализ фонда скважин самотлорского месторождения

2.1 Орогидрографическая и экономическая характеристика района История открытия Самотлорского месторождения

2.1.1 Орогидрографическая и экономическая характеристика района

2.1.2 Геолого-геофизическая изученность и история открытия Самотлорского месторождения

2.2 Геологическая характеристика района. Состав и свойства нефти и газа Самотлорского месторождения

2.2.1 Стратиграфия

2.2.2 Тектоническая характеристика

2.2.3 Общая литологическая характеристика продуктивных пластов Нижневартовского свода

2.2.4 Состав и свойства нефти и газа

2.3 Анализ фонда скважин самотлорского месторождения

Глава 3. Экономическая эффективность зарезки боковых стволов на месторождении "Самотлор"

3.1 Техническая часть проекта

3.1.1 Подъемная установка

3.1.2 Технические средства

3.1.3 Устьевое и скважинное оборудование, применяемое на Самотлорском месторождении

3.1.4 Применяемый инструмент

3.2 Оценка экологичности проекта

Расчёт платы за загрязнения окружающей среды

3.3 Расчет экономической эффективности проведения зарезки бокового ствола на Самотлорском месторождении

Заключение

Список литературы

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 40000 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.

Бурение боковых стволов дает следующие возможности:

         восстановление продуктивности аварийных скважин, доступ в которых к интервалу эксплуатации затруднен или невозможен;

-        увеличение производительности малодебитных скважин за счет вскрытия менее дренированной части пласта в обход конусов обводнения;

         вскрытие пропущенных продуктивных объектов при направленном бурении бокового ствола;

         уточнение состояния выработки и потенциальных запасов отдельных пластов.

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.

Большие перспективы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти в ООО "РУ-Энерджи КРС-МГ" связаны с бурением боковых ответвляющих стволов.

Зарезку боковых стволов на месторождениях ООО "РУ-Энерджи КРС-МГ" 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 ООО "РУ-Энерджи КРС-МГ" технологии одновременной регулируемой эксплуатации нескольких стволов в одной скважине. В дипломном проекте рассматривается технология восстановления скважин методом бурения бокового ствола на Самотлорском месторождении, применяемое оборудование, проводимые геофизические работы.

нефтеотдача скважина пласт зарезка

Глава 1. Теоретические аспекты зарезки боковых стволов на нефтегазовом месторождении

1.1 Понятие и цели зарезки бокового ствола скважины

Одна из основных причин бездействия скважин - авария, т. е. прекращение технологических процессов, вызванное поломками, прихватом инструмента, колонны труб и другого технологического оборудования с последующим оставлением их на забое.

Значительный объем работ при ликвидации аварий в бурящихся и эксплуатационных скважинах занимает фрезерование аварийных металлических предметов, с последующим их извлечением. Это наиболее распространенный и трудоемкий процесс, зачастую приводящий к экономической нецелесообразности продолжения работ, тем самым, выводя скважину в бездействующий фонд. В последние годы в отечественной и зарубежной практике применяется способ возвращения скважин в эксплуатацию после тяжелых и малоэффективных ремонтов с помощью зарезки боковых стволов. [7]

Зарезка боковых стволов - это эффективная технология, позволяющая увеличить добычу нефти на старых месторождениях и коэффициент извлечения нефти из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами.

Путем бурения боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представлялась возможной.

Применение технологии ЗБС способствует увеличению нефтеотдачи пластов и фактически заменяет уплотнение скважин. Соответствующие технологии помогают сохранить скважину и сэкономить затраты на освоение скважины.

Впервые бурение второго ствола в нашей стране было осуществлено в 1936 г. Следует подчеркнуть, что эффективность таких работ была не очень высока по различным причинам и в первую очередь из-за низкой эффективности инструментов, техники и технологии. Из-за отсутствия технических средств в настоящее время простаивают более 40 тыс., нефтяных скважин - это более 20 % всего фонда скважин.

Зарезка второго ствола стала одной из наиболее инвестиционно-привлекательных технологий, направленных на стабилизацию и дальнейший рост нефтедобычи на месторождениях, разрабатываемых ООО "РУ-Энерджи КРС-МГ". В значительной степени это объясняется тем, что на разрабатываемых месторождениях накопился фонд аварийных, высокообводненных, малодебитных скважин, требуемых существенных затрат на проведение капитального ремонта. При этом экономическая эффективность других предлагаемых технологий незначительна, кратковременна или вообще отсутствует. Бурение же новых скважин для замены вышедших из эксплуатации в целях восстановления сетки скважин на большинстве месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки является нецелесообразным. В этих условиях в качестве альтернативного решения может рассматриваться бурение второго ствола из существующей скважины.

Большинство обычных вертикальных скважин на месторождениях Западно-Сибирского региона Российской Федерации находятся в эксплуатации от 10 до 50 лет. Зачастую простые операции капитального ремонта, такие как дополнительная перфорация, кислотная обработка или гидроразрыв пласта, значительно увеличивают добычу. Но в некоторых случаях эффективным решением является использование скважин для бурения из них боковых стволов с горизонтальным заканчиванием.

Зарезка и бурение наклонно-направленных и горизонтальных боковых стволов скважин служит для интенсификации системы разработки месторождений, увеличения коэффициента извлечения нефти из продуктивных пластов и фондоотдачи капиталовложений.

Производство работ по бурению выполняется по индивидуальному плану работ на зарезку и бурение бокового ствола с горизонтальным участком из обводненной или бездействующей эксплуатационной скважины, в основу которого должны быть заложены технико-технологические решения. [7]

Бурение боковых стволов осуществляется в соответствии технологическими решениями проектных документов на разработку месторождения и с учетом текущего состояния структуры остаточных запасов нефти. К зарезке боковых стволов пригодны практически все скважины. При этом можно выделить следующие цели зарезки:

. Вывод скважин из бездействия.

. Выработка недренируемых участков (краевые зоны месторождений). В основном запасы, расположенные в краевых зонах месторождений или вблизи границы выклинивания пласта характеризуются малыми толщинами при высоких коэффициентах нефтенасыщенности. Как правило, заложение на этих участках новых скважин экономически нецелесообразно. Однако в некоторых случаях из пробуренной скважины можно зарезать боковой ствол и получить дополнительную добычу нефти, извлечь которую другими средствами невозможно.

. Интенсификация добычи из малопроницаемых коллекторов. Бурение горизонтальных боковых стволов из старых наклонно-направленных скважин показало высокую эффективность по малопроницаемым юрским отложениям.

. Снижение обводненности продукции. В высокообводненных пластах остаются участки с высокой нефтеносностью. При разбуривании боковыми горизонтальными стволами подкровельной части таких пластов удается существенно повысить коэффициент извлечения нефти. Фактически проводится уплотняющее бурение, но с более низкими затратами.

. Уход от фронта обводнения (нагнетания). При разработке пластов с использованием жестких систем заводнения при прорыве фронта закачиваемых вод добывающие скважины быстро обводняются. В большинстве случаев не удается надежно изолировать обводненные интервалы пласта, поэтому зарезка бокового горизонтального ствола с уходом от фронта нагнетания в данном случае является самым эффективным методом.

. Переход на другой (нижележащий) пласт, доразведка. [11]

1.2 Применяемые техника и технологии, а также способы отбора скважин при проведении зарезки боковых стволов

1.2.1 Критерии отбора и классификация скважин для их восстановления путем бурения вторых стволов

Основными критериями выбора скважин с ответвляющимся стволом являются:

текущая нефтенасыщенность на дату бурения не менее 46.2%;

текущие балансовые запасы нефти на неконтактных участках не менее 65 тыс. т, на контактных участках не менее 98 тыс. т;

нефтенасыщенная, контактная с газом, толщина пласта не менее 7.0 м;

нефтенасыщенная, контактная с водой, толщина не менее 6.0 м;

нефтенасыщенная, контактная одновременно с водой и нефтью, толщина не менее 9 м и бесконтактная нефтенасыщенная толщина не менее 4 м.

Ограничения при отборе [5]

Геологические ограничения:

·   скважины, требующие для глушения утяжеленную жидкость с удельным весом более 1,30 г/см³;

·   скважины с начальным дебитом, не обеспечивающим самоокупаемость работ с учетом рентабельности;

·   скважины с прогнозным объемом добычи не обеспечивающим самоокупаемость работ с учетом рентабельности.

Поверхностные ограничения (сезонные): [5]

·   скважины расположенные в пойме рек, к которым нет дорог;

·   отсутствие электроэнергии, работы можно производить только с дизель электростанцией;

Ограничение по параметрам скважины: [4]

·   профиль скважины имеет кривизну, не позволяющую производить работы по зарезке второго ствола (интенсивность кривизны более 5° на 10 метров);

·   наличие в скважине металлических пластырей или манжетов из труб выше предполагаемой точки зарезки второго ствола (максимальная глубина вырезки "окна" на 400 метров выше кровли пласта).

·   текущий искусственный забой не позволяющий производить зарезку второго ствола (выше кровли пласта более 400 метров).

Классификация аварийных скважин [4]

По характеру вскрытия:

Вертикальное вскрытие пласта: [4]

·   вертикальный или субгоризонтальный второй ствол с зарезкой из основного ствола до 200 метров выше зоны перфорации без учета азимута направления нового ствола со смещением до 100 метров;

·   вертикальный или субгоризонтальный второй ствол с зарезкой из основного ствола до 200 метров выше зоны перфорации с учетом азимута азимута направления нового ствола со смещением более 100 метров.

Вскрытие пласта горизонтальным стволом: [4]

·   в пластах с однородной литологией или расстоянием между нижней и верхней границей пласта менее 10 метров и с сектором направления бурения более 15° по азимуту;

·   в пластах с однородной или неоднородной литологией и расстоянием между нижней и верхней границей пласта менее 10 метров.

По способу заканчивания:

·   хвостовик с полным цементированием;

·   хвостовик - фильтр и цементирование выше фильтра;

·   хвостовик - фильтр с изоляцией пакерами.

 

1.2.2 Принципиальный подход к выбору скважин для бурения боковых стволов и оценки эффективности их эксплуатации

Выбор участков и зон залежей, эффективных для бурения боковых стволов должен проводиться с использованием постоянно действующих геолого-технологических моделей разрабатываемых залежей. Однако, в настоящее время, ни по одному месторождению, разрабатываемому ООО "РУ-Энерджи КРС-МГ", не создано ни одной постоянно действующей модели, позволяющей учитывать влияние на разработку перечисленных выше факторов. В связи с этим, в ближайшие 2-3 года выбор участков и зон залежей, эффективных для бурения боковых стволов, будет в основном проводиться обычным аналитическим способом с использованием всего геологического материала и результатов разработки залежей и исследований скважин по следующей схеме: [7]

         выявление фонда аварийных, высокообводненных и низкодебитных скважин, реабилитация которых возможна только с бурением бокового ствола;

-        оценка характера выработки запасов на участках, прилегающих к выделенным скважинам-кандидатам;

         обоснование выбора точки вскрытия пласта и направления проводки горизонтальной или пологой частей бокового ствола;

         обоснование оптимальных интервалов вторичного вскрытия пласта и требований по величине максимальной допускаемой депрессии;

         обоснование перспектив применения методов воздействия на пласт, включая ГРП;

         оценка влияния ввода бокового ствола на показатели эксплуатации участка;

         технико-экономическая оценка бурения и эксплуатации бокового ствола.

Оценка характера выработки запасов нефти методами ГИС на участках предполагаемого бурения боковых стволов, основывается на имеющейся геофизической информации и анализе результатов исследований добывающих, нагнетательных и контрольных скважин.

По результатам анализа выявляется механизм выработки запасов нефти, распределение текущей нефтенасыщенности по пропласткам в пределах участка залежи (при возможности с определением коэффициента текущей нефтенасыщенности); устанавливается текущее положение водонефтяного и газонефтяного контактов, а также уточняются характеристики скважины-кандидата; наличие заколонных перетоков, техническое состояние эксплуатационных колонн, и т.д.

Во всех скважинах с повторным вскрытием боковым стволом ранее дренируемого ею пласта необходимо провести дополнительные исследования, если они ранее не проводились, по определению профиля притока, установлению источника обводнения и технического состояния эксплуатационной колонны (термометрией, термокондуктивной расходометрией, плотнометрией, резистивиметрией, стационарным нейтронным методом при остановке скважины с задавкой солевого раствора CАT).

При наличии в районе предполагаемого бурения второго ствола транзитных скважин, НГДУ организует проведение дополнительных исследований по определению текущей нефтенасыщенности в неперфорированной колонне в интервале пласта методом сейсмического (СК) или широкополосного акустического каротажа (АКШ).

Рекомендации по проводке бокового ствола делаются на основании геологического строения пласта на участке залежи и по результатам оценки характера выработки запасов нефти. Предполагается три типа проводки бокового ствола по пласту: вертикально-наклонная, пологая (зенитный угол более 60°) и горизонтальная.

В первую очередь рассматривается возможность вертикально-наклонного бурения с зенитным углом проходки пласта менее 60°. Вертикально-наклонная проводка ствола экономически предпочтительнее в слабозаводненных, чистонефтяных монолитных зонах залежей с проницаемостью коллекторов более 30 мкм².

В водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зонах наиболее эффективной является горизонтальная проходка по продуктивному пласту с длиной горизонтальной части при стандартной сетке скважин 100-200 м на расстоянии не менее 3-4 м от плоскостей газонефтяного (ГНК) и водонефтяного контактов (ВНК).

В чистонефтяных высокозаводненных зонах предпочтение также отдается горизонтальной проходке по слабовыработанному интервалу пласта. В случае, когда определение поинтервальной выработки пласта невозможно, рекомендуется предварительная (пилотная) вертикальная или наклонная проходка интервала пласта, по результатам исследования которого геофизическими и гидродинамическими методами, дается заключение о сохранении такой проводки ствола по пласту или предложение бурения горизонтальной или пологой его части по слабовыработанному интервалу. В комплекс исследований входят: стандартный каротаж АМ-0.5 и каротаж методом самопроизвольной поляризации (ПС), индукционный каротаж, боковой каротаж, кавернометрия, гамма-каротаж, компенсационный нейтронный каротаж, инклинометрия, резистометрия.

По результатам геофизических и гидродинамических исследований делается заключение о необходимости поинтервального цементирования заколонного пространства. При толщине пласта менее 4 м, более эффективной является пологая (более 60°) проходка с пересечением всей нефтенасыщенной толщины пласта. [10]

В низкопродуктивных чистонефтяных зонах залежей, предпочтение отдается пологой проходке по пласту с учетом в последующем проведения направленного гидроразрыва пласта (ГРП), с отходом от забоя основного ствола на 150-300 м при стандартной плотности сетки скважин, при возможности с сохранением основного ствола. При условии непроведения в последующем направленного ГРП и низкой выработкой запасов, более эффективной является горизонтальная проходка по пласту с длиной горизонтальной части до 300 м. Для сохранения фильтрационных свойств коллекторов в призабойной зоне пласта (ПЗП) рекомендуется первичное вскрытие проводить на депрессии или равновесии, а интервал пласта не цементировать, а обсаживать щелевым фильтром, т.к. цементирование заколонного пространства в интервале низкопроницаемого неоднородного пласта, как правило, ведет к снижению продуктивности скважины в 1.5-5 раз.

Для сведения к минимуму влияния интерференции, точка вскрытия пласта при стандартной плотности сетки скважин должна быть по радиусу, не ближе, чем в 50 м от основного ствола. При этом забой бокового ствола должен находиться на расстоянии не менее 200 м от забоя окружающих добывающих скважин. В низкопродуктивных пластах допускается приближение забоя бокового ствола к забою нагнетательной скважины на расстояние до 250м, а в пластах с повышенной продуктивностью до 350 м. Направление проводки горизонтальной или пологой частей бокового ствола, между окружающими добывающими скважинами должно предусматривать в последующем бурение боковых стволов из других скважин. Азимутальное направление и тип профиля горизонтального участка определяются зональной и послойной выработкой запасов нефти, учитывающей продуктивность скважин и текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) в их зонах дренирования.

Выделяется три конструкции забоя: зацементированная до забоя сплошная эксплуатационная колонна; интервал пласта обсажен щелевым фильтром; поинтервальное цементирование интервала пласта (комбинированная конструкция зацементированные и обсаженные щелевым фильтром интервалы пласта).

Как известно из практики, основное влияние на продуктивность, особенно в низкопроницаемых залежах, оказывает цементирование заколонного пространства скважин в интервале пласта, в которых дебит может быть ниже в 1,5-5 раз, чем в скважинах обсаженных щелевым фильтром или с открытым забоем. Поэтому наиболее эффективной является обсадка интервала щелевым фильтром, исключающим разрушение призабойной зоны пласта. Однако, в случае вскрытия высокозаводненного участка пласта, когда он представлен чередованием промытых водой, с повышенной проницаемостью и частично промытых водой с пониженной проницаемостью прослоев, эффективность эксплуатации бокового ствола будет определяться степенью изоляции водопромытых интервалов пласта. В этом случае, по результатам исследований (возможно бурение "пилотного" ствола) должно проводиться поинтервальное или полное цементирование заколонного пространства в зависимости от вида проходки по пласту (горизонтальной, пологой, вертикально-наклонной) и особенностей строения пласта.

В низкопродуктивных слабозаводненных зонах залежей, конструкция забоя должна позволять проведение ГРП. Гидроразрыв пласта проводится только при пологой и вертикально-наклонной проходке пласта. При выборе боковых стволов для проведения ГРП используются геолого-физические критерии применяемые для обычных скважин с учетом конструкции забоя.

При оценке показателей эксплуатации участков с боковыми стволами обосновываются как показатели работы бокового ствола, так и показатели эксплуатации участка. При этом также делается обоснование оптимальной депрессии на пласт не только для боковых стволов в водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зонах, но и для высокозаводненных участков залежей, так как они представляют собой недонасыщенные нефтью водонефтяные зоны. [11]

 

1.2.3 Выбор способа зарезки бокового ствола скважины

Основной вариант зарезки бокового ствола заключается в вырезании "окна". В скважину спускается клин-отклонитель (уипсток) с ориентирующим

устройством и устанавливается на искусственным забой. Работы по спуску и установке клин-отклонителя производятся в соответствии с технологией фирм-производителей.

Спуск компоновки на стальных бурильных трубах (СБТ) производится с замером длины инструмента, со скоростью не более 0.2 м/с.

Установка клин-отклонителя в наклонно-направленных скважинах должна производиться ориентировочно в пределах ±90⁰ по отношению к азимуту искривления основного ствола в месте установки.

После установки клин-отклонителя, компоновка с подвесным устройством и телесистемой поднимается, спускается компоновка для вырезания "окна".

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.

При зарезки вторых стволов из обсадных колонн, вырезание окна с клина, чаще всего является более предпочтительным приемом, чем фрезерование секции обсадной колонны по следующим причинам:

. На участке вырезания окна высокое качество цементирования обсадной колонны не обязательно, в то время как при сплошном фрезеровании колонны при показаниях приборов акустической цементометрии (АКЦ) менее 70 % рекомендуется проводить дополнительное цементирование под давлением.

. С точки зрения геологического разреза, окна можно вырезать в любых породах, тогда как при фрезеровании секции желательно иметь в этом интервале песчаные породы.

. При фрезеровании секции обсадной колонны для обеспечения выноса стружки к параметрам бурового раствора и режиму промывки предъявляются особые требования. При вырезании окна никаких специальных требований, ни к параметрам бурового раствора, ни к режиму промывки нет.

. При вырезании окна не возникает проблем, связанных с выносом металлической стружки, так как при вырезании окна образуется мелкая стружка, а объем фрезеруемого металла в 4-6 раза меньше, чем при фрезировании секции колонны.

. Зарезка второго ствола при использовании клина, гарантированна на 100 %, тат как осуществляется одновременно с вырезом окна. В случае фрезировании секции обсадной колонны, зарезка второго ствола является отдельной операцией, и ее успех не всегда гарантирован, так как зависит от целого ряда факторов:

длины фрезирования секции;

качества установленного цементного моста;

типа и крепости пород в интервале зарезки;

типа компоновки низа бурильной колонны (КНБК), режима зарезки и т.д.

. Начало второго ствола, образованное желобообразным металлическим клином надежнее, чем образованное в цементном камне, так как этот участок в дальнейшем, будет подвергаться воздействием элементов КНБК и замков бурильных труб при спускоподъемных операциях и вращении бурильной колонны. Разрушение цемента в интервале второго ствола может привести к непредвиденным проблемам.

. В вертикальных скважинах, благодаря применению гигроскопического инклинометра, клин ориентируется, и новый ствол зарезается сразу в нужном направлении. В случае фрезирования секции, второго ствол чаще всего забуривается произвольно и только за тем разворачивается в нужном направлении.

. Операция по вырезанию окна, как правило, дешевле операции фрезерования секции обсадной колонны. [10]

 

1.2.4 Выбор интервала зарезки второго ствола скважины

При выборе интервала зарезки второго ствола скважины руководствуются следующими критериями: [4]

·   глубиной от устья до верхнего края залегания аварийного оборудования, исходя из этого, второй ствол забуривают на 30 - 50 метров выше верхнего края аварийного оборудования;

·   наличием в месте предполагаемой зарезки одной эксплуатационной колонны;

·   наличием цементного кольца за обсадной колонной, его качеством;

·   устойчивостью стенок скважины и минимальной твердостью горных пород, для этого лучше всего подходят глинистые пропластки;

·   максимальной интенсивностью искривления ствола скважины выше интервала забуривания, она не должна превышать 2-3 градуса на 10 метров;

·   глубиной нахождения муфт эксплуатационной колонны в интервале предполагаемого выреза;

·   герметичностью эксплуатационной колонны в предполагаемом интервале;

·   глубиной кровли продуктивного пласта;

·   отклонением нового ствола от вертикали;

·   радиусом искривления в интервале набора зенитного угла;

·   глубиной текущего забоя.

На основании всего вышеперечисленного выбирают интервал и проектируют профиль скважины для зарезки второго ствола.

 

1.2.5 Забуривание второго ствола скважины через щелевидный вырез в эксплуатационной колонне

Забуривание через щелевидный вырез в колонне проводят в три этапа: устанавливают клиновой отклонитель; фрезеруют вырез в колонне; забуривают дополнительный ствол. [5]

- райбер; 2 - направление; 3 - болт; 4 - отклонитель; 5 -защелка; 6 - фиксатор; 7 -плашка; 8 - шток; 9 - пружина

Рис. 1.2.5.1. Схема отклонителя висячего типа, устанавливаемого на стыке труб:

При создании выреза применяют, как правило, стационарные отклонители (рис.1.2.5.1). Существует множество конструкций отклонителей, которые отличаются друг от друга формой рабочей части клина и способом их фиксации в колонне. Наибольшее распространение при создании выреза получили стационарные клиновые устройства. Такие отклонители фиксируются в колонне на расчетной глубине путем установки на цементный мост (на металлический забой), созданный специально спущенной колонной насосно-компрессорных труб, или на стыке муфтового соединения обсадной колонны.

Многообразие конструкций клиновых устройств связано с отсутствием надежного отклоняющего инструмента для забуривания дополнительных стволов в обсаженных скважинах через щелевидные вырезы. Наиболее сложные аварии связаны с поворотами отклоняющего клина вокруг оси скважины или с отходом верхнего козырька клина от стенки обсадной трубы. При забуривании дополнительного ствола из выреза уменьшенной длины бурильная колонна ломается. Сложные аварии обычно ликвидировать не удается. В таких случаях все операции по вырезанию окна в колонне повторяются заново. [9]

Отклоняющий инструмент ориентируют путем визированного спуска или ориентирования на забое. Для этого используют данные об азимуте в интервале забуривания нового ствола. [9]

Ввиду спуска отклоняющего инструмента на трубах малых диаметров (73 и 89 мм) пользуются гироскопическими инклинометрами диаметром 50 и 36 мм. [9]

В качестве режущего инструмента при создании щелевидного выреза в обсадной колонне используют райберы различных типов. Наиболее распространены райберы типа фрезер-райбер (ФРС) №1,2 и 3. Основным райбером - №1 прорезывают отверстие в колонне, затем райбером №2 отверстие увеличивают на длину скошенной части отклонителя, а райбером №3 вырез обрабатывают и калибруют. [8]

Райбером с центрирующим направлением (РЦН), разработанный в Азербайджанском государственном научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности (АзНИПИнефти), является универсальным, так как позволяет за один рейс получить полноразмерный вырез в обсадной колонне. Конструкция райбера РЦН представлена на рисунке 1.2.5.2 [8]

Райбер состоит из двух рабочих элементов, соединенных между собой перводником 2. Нижний рабочий райбер 3, имеющий форму усеченного конуса, прорезает колонну, а верхний 1, имеющий цилиндрическую форму, калибрует вырез. Нормальный ряд райберов типа РЦН разработан для обсадных колонн диаметрами 141, 146 и 168 мм. Режущие элементы райберов армируются пластинами твердого сплава марок ВК8, Т17К12, Т5К12В. В райберах малого диаметра, когда окружная скорость невелика, могут быть использованы, быстрорежущие стали. [7]

Райберы, как правило, армируются осколками карбида вольфрама, что дает возможность после сработки повторно направлять рабочие поверхности инструмента. Ряд фирм выпускает для получения выреза в обсадной колонне алмазные фрезы, которые используют в сочетании с фрезой цилиндрической формы, расположенной выше. Применение таких фрез на глубине свыше 3000 м в колоннах из высокопрочной стали марки Р-110, позволяет сократить число спускоподъемных операций не менее чем на два рейса для получения одного полноразмерного выреза. [8]

 

1.2.6 Забуривание второго ствола скважины в интервале сплошного выреза обсадной колонны роторным способом

Образование сплошного выреза в обсадной колонне позволяет упростить забуривание дополнительного ствола. При роторном способе забуривания могут быть использованы отклоняющие клиновые инструменты, устанавливаемые на цементный забой и фиксируемые в нижней части. [7]

Образование сплошного выреза ослабляет обсадную колонну, поэтому область выреза необходимо дополнительно закреплять цементированием участка скважины, включающего ослабленный интервал. Наличие цементного моста позволяет забуривать дополнительный ствол без применения стационарных отклонителей. Наибольшее распространение для забуривания дополнительных стволов получили съемные клинья (уипстоки) и шарнирные отклонители, конструкция которых показана на рисунке 1.2.6 [8]

Съемный клин (рис.1.2.6, а) устанавливают на забой, предварительно образованный разбуриванием цементного камня. Отклоняющий инструмент в виде уипстока и направляющей трубы с шарошечным долотом уменьшенного диаметра спускают до искусственного забоя и забуривают новый ствол. [8]

Отклоняющий инструмент повторно спускают ориентировано до тех пор, пока не будет получено проектное направление по зенитному углу и азимуту скважины. Шарнирный отклонитель (рис.1.2.6, б) используют для забуривания дополнительного ствола с цементного забоя. Для этого предварительно подготовляют забой в цементном мосте. Ввиду малой точности ориентирования шарнирный отклонитель чаще всего применяют при забуривании дополнительного ствола в произвольном направлении.

1 - вeрхний рaйбeр; 2 - пeрeводник; 3 - нижний рaйбeр

Рис. 1.2.5.2. Рaйбeр РЦН конструкции AзНИПИнeфти

После образования нового направления необходимо проработать интервал забуривания расширителем для снятия уступов. [8]

В мягких породах при забуривании дополнительного ствола допускается использование долбящих долот (рис.1.2.6, в). Долбящее долото имеет скошенные лопасти. [8]

При ударах долотом по забою, а также под действием струи промывочной жидкости в цементном мосту и породе вырабатывается углубление, которое используется в дальнейшем в качестве направляющего участка для обычного долота. В ряде случаев целесообразно дальнейшее бурение с образовавшегося уступа проводить с использованием уипстока или шарнирного отклонителя. [8]

Рис.1.2.6. Зaбуривaниe дополнитeльного стволa в интeрвaлe вырeзaнного учaсткa колонны с цeмeнтного мостa

 

1.2.7 Техника и технология бурения дополнительного ствола из вырезанного участка обсадной колонны с забойными двигателями

Бурение дополнительного наклонного или горизонтального ствола из вырезанного участка обсадной колонны - эффективный способ восстановления бездействующих и повышения производительности малодебитных скважин. [9]

Основным разработчиком технических средств и технологии бурения дополнительного ствола по данной схеме в нашей стране является Научно-производственное объединение "Буровая техника" - ВНИИБТ, которые проводят исследования в указанной области с 60-х годов. На начальном этапе разработки технологии для забуривания дополнительного ствола с цементного моста использовались турбинные отклонители ОТ-127 и ОТ2Ш-127 (см. таблицу 1.2.7) с одним (переводник с углом перекоса 2°) и двумя перекосами осей (два искривления корпуса 2° и 1°). [9]

Таблица 1.2.7.

Техническая характеристика турбинных отклонителей малого диаметра

Шифр отклонителя	ОТ-127	ОТ2Ш-127
Максимальная мощность турбины, кВт	13/20,5	18,4/29,4
Крутящий момент при наибольшей мощности, Н м	165/220	240/320
Частота вращения вала, мин	760/885	-
Перепад давления при наибольшей мощности, МПа	2,5/3,4	3,6/4,9
Число ступеней турбины	-	92/132
Примечание: в числителе при расходе 12 л/с, в знаменателе при расходе 14 л/с

Технология забуривания дополнительного ствола с помощью турбинных отклонителей через сплошной вырез в обсадной колонне не имеет особых отличий от известного способа отклонения скважины от заданного направления, так как забуривание производится с цементного моста. После выреза участка обсадной колонны интервал промывают для удаления металлической стружки и цементируют с таким расчетом, чтобы верхняя отметка цементного камня была выше верхней части выреза на 10-15 м. Затем цементный мост разбуривают до верхней части выреза.

Учитывая необходимость контроля процесса забуривания нового ствола по шламу, буровой раствор, полностью заменяют или тщательно очищают. Для забуривания в интервал выреза опускают отклоняющую компоновку и ориентируют в проектном направлении визированием с поверхности при спуске. [9]

В начале забуривания нагрузку на долото выдерживают в пределах 0,5 тонн. Для повторного фрезерования стенки скважины инструмент периодически отрывают от забоя на 0,2-0,5 м в зависимости от твердости цементного камня и породы и вновь подают на забой скважины. В ходе забуривания осевую нагрузку постепенно увеличивают и доводят до проектной. [9]

Успешность забуривания контролируется периодическим отбором шлама и его анализом по составу. Считается, что долото полностью вошло в породу, когда в шламе не будет цементной фракции. После углубления скважины в породу на 8-10 метров отклонитель поднимают и замеряют зенитный угол и азимут скважины.

Забуривание считается законченным, если дополнительный ствол получил проектное направление.

Основная цель технологии забуривания заключается в формировании нового направленного ствола скважины в пределах вырезанного участка обсадной эксплуатационной колонны. [9]

 

1.2.8 Ориентирование отклонителя

Устройство для определения положения отклонителя в стволе скважины должно иметь гироскопический датчик азимута, так как ориентирование производится в обсадной колонне, т. е. в магнитной среде. [12]

Гироскопические инклинометры ИГ-36, ИГ-50 предназначены для измерения зенитного угла и азимута наклонной скважины как в обсаженном, так и в открытом стволе. Основные параметры по ним приведены в таблице 1.2.8 [12]

Таблица 1.2.8.

Техническая характеристика инклинометров

1	2		3
Тип инклинометра	Г-50		Г-36
Диаметр зонда, мм	0		6
Длина зонда, мм	040		950
Избыточное проверочное давление, МПа	5		5
Диапазон измерения, градус зенитного угла азимута	0-60 0-360	0-60 0-360
Точность измерения зенитного угла, градус	±0,5	±0,5
Минимальный зенитный угол для измерения азимута, градус	2	2
Максимально допустимая температура при измерении,°С	60	70

Гироскопический инклинометр ИГ-36 (рис.1.2.8.) Чешского производства является модификацией ранее выпускавшихся инклинометров ИГ-70 и ИГ-50. [12]

Рис. 1.2.8. Измeритeльнaя чaсть сквaжинного приборa инклиномeтрa ИГ-36

Зенитный угол и азимут считываются с соответствующих шкал пульта управления. Деления на шкалах нанесены равномерно. Всеми функциями прибора управляют с помощью пульта в том числе и поочередным подключением цепей зенитного угла и азимута. При переключении одновременно с подключением цепей в скважинном приборе прижимаются щетки. Прижатие щеток только в момент измерения способствует значительному увеличению точности. В корпусе 1, находящемся в скважине 10, расположены устройство измерения зенитного угла с двумя карданными рамками и гироскопическая система. Наружная рамка 2 с эксцентричным грузиком 5 устанавливает ось вращения измерительного прибора реохорда зенитного угла 3 перпендикулярно к апсидальной плоскости. Реохорд 3 при наклоне поворачивается под действием грузика 4. Съем сигнала осуществляется щеткой 11. Реохорд азимута 6, жестко связанный с наружной рамкой 2, поворачивается одновременно с ее поворотом. [12]

Ниже устройства измерения зенитного угла расположена гироскопическая система. Ее основой является гироскоп 8 в кардановом подвесе с внутренним кольцом 9 и наружным кольцом 7. Ось вращения гироскопа - горизонтальная. Сохраняя в пространстве направление главной оси, гироскоп 8 стабилизирует в определенном положении систему кардановых колец (рамок) 7 и 9, а также механически закрепленную на наружном кардановом кольце щетку 12 реохорда азимута 6. Азимут определяется по величине относительного разворота щетки 12 и реохорда 6.

Приведенный выше способ определения азимута обеспечивает необходимую точность только при наличии небольшого зенитного угла. С увеличением последнего растет так называемая карданная ошибка, вносящая погрешность в показания азимута и являющаяся методической ошибкой. Инклинометр ИГ-36 имеет специальное устройство компенсации карданной ошибки вносящее поправку в показания прибора. Это устройство расположено в пульте управления. [12]

Точность измерения азимута трудно выразить простой и однозначной зависимостью, так как на нее влияет множество внешних факторов. По точности измерение азимута можно разбить на три диапазона в зависимости от величины зенитного угла. При нулевом зенитном угле прибор оказывается нечувствительным по направлению. С увеличением зенитного угла заметно растет чувствительность прибора. Практически порог чувствительности находится в пределах 2° зенитного угла. При зенитном угле 2 - 4° на точность прибора влияет плохая чувствительность маятникового устройства наружной рамки. Диапазон зенитных углов 4 - 25° - самый благоприятный для измерения азимута. При зенитных углах от 25 до 40° и более возникают очень неблагоприятные условия для работы гироскопической части прибора. С увеличением зенитного угла уменьшается устойчивость гироскопической системы, а в условиях, когда ось скважинного прибора занимает параллельное оси гироскопа положение, последний полностью теряет устойчивость.

Спуск прибора в скважину рекомендуется проводить со скоростью 1 - 2 м/с. В точке замера прибор останавливают не менее чем на 5 секунд. Измерение проводят при спуске. Каждый раз фиксируется время, когда проводился замер на данной глубине. При подъеме скважинного прибора делают контрольные измерения в тех же самых точках, что и при спуске, а также фиксируется время замера. [12]

 

1.2.9 Профиль боковых горизонтальных стволов (БГС)

Одним из условий эффективности разработки месторождения БГС является качественное проектирование их траекторий.

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

При определении профиля БГС следует руководствоваться:

возможностью его выполнения, т.е. соответствием современному уровню техники и технологии;

оптимальным сочетанием входных и выходных параметров.

При проектировании БГС следует учитывать вероятность пересечения соседних стволов, определяемую с помощью автоматизированных расчетов.

Профили проектируются плоскостными или пространственными. [8]

Если зенитный угол составляет 55 - 75 град., скважина считается пологой, если 75 - 97 град. - горизонтальной.

Профиль БГС состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей и горизонтального участка.

Данные по профилю бокового ствола из наклонно-направленной скважины указаны в таблице 1.2.9

Тaблицa 1.2.9.

Профиль бокового стволa из нaклонно-нaпрaвлeнной сквaжины

Длинa по стволу сквaжины, м			1915 2047 2268 2468
Длинa бокового стволa, м		общaя	30,0 162,0 383,0 583,0
		Интeрвaлa	30.0 132,0 221,0 200,0
Горизонтaльноe отклонeниe, м		общee	184,92 212,63 280,14 480
		Зa интeрвaл	184,92 27,71 67,51 200,0
Рaдиус искривлeния, м			573.0 164.0  164.0
Интeнсивность измeнeния зeнитного углa, грaд./10 м.			0,73 3 3 0
Зeнитный угол, грaд.	В концe интeрвaлa		3 22,19 85 83,38
	В нaчaлe интeрвaлa		2,81 3 22,19 85
Длинa интeрвaлa по вeртикaли, м			29,4 124,5 127,5 200
Интeрвaл по вeртикaли, м		до	1899,9 2024,4 2151,9 2157,3
		от	1870,5 1899,9 2024,4 2151,9
Вид интeрвaлa			Нaбор Стaбилизaция Нaбор Горизонтaльный учaсток
Номeр интeрвaлa			1 2 3 4

-х интервальный профиль бокового ствола из точки вырезки "окна" показан на рис.1.2.9.

Рис.1.2.9.4-х интервальный профиль бокового ствола из точки вырезки "окна".

Зенитный угол в интервале вырезки "окна" 2,6°

Допустимая пространственная интенсивность 3 рад/10м

1.3 Методика расчета показателей экономической эффективности проведения зарезки бокового ствола

Экономический эффект считают на базе технологического эффекта. Технологический эффект - это улучшение каких-либо технологических или технических показателей, происходящее в результате проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ). При зарезке бокового ствола технологическим эффектом является увелечение дебита и снижение обводненности скважины. [14]

1. Поток денежной наличности

∆ПДН =∆В_р - И_т - Н_пр - K_t, (1.3.1)

где ∆В_р - выручка от реализации дополнительно добытой нефти, тыс. руб.;

И_т - текущие затраты, тыс. руб.;

Н_пр - текущие затраты на налоги, тыс. руб._t - капитальные затраты в t-ом году, связанные с проведением мероприятия, тыс. руб,

. Прирост добычи

Дополнительная добыча нефти рассчитывается по формуле:

∆Q =∆q * Т * n * К_экс, (1.3.2)

где ∆q - дополнительная добыча в сутки, т/сут;- число скважин, охваченных мероприятием, шт;

Т - время работы скважины (365 сут);

К_экс - коэффициент эксплуатации (0.91).

3. Прирост выручки от реализации

Так как технологический эффект от ЗБС связан с дополнительной добычей, то прирост выручки рассчитывается по формуле:

DВР = DП_р * Ц (1.3.3)

где DП_Р - прирост добычи, тонн;

Ц - цена на нефть, руб. /т;

. Текущие затраты;

И_т = И_кгтт + И_допт, (1.3.4)

где И_допт - текущие затраты на дополнительную добычу, тыс. руб.;

И_кгт - текущие затраты в t-ом году, на проведение работ по реализации мероприятия, тыс. руб.

И_допт = ∆Q *С*0.44, (1.3.5)

где ∆Q - дополнительная добыча нефти в t - году, тыс. т.;

С - себестоимость 1 тонны нефти, тыс. руб.;

.44 - доля условно переменных затрат.

. Прибыль, облагаемая налогом

∆Ппр = ∆Вр - Ит (1.3.6)

. Налог на прибыль

Нпр = Ппр * 0,2 (1.3.7)

где Ппр - налогооблагаемая прибыль, руб.;

,2 - ставка налога на прибыль.

. Накопленный поток денежной наличности

НПДН=∑ПДН_t (1.3.8)

где t - текущий год;

∑ПДН_t - сумма потоков денежной наличности в t - году, тыс. руб.

. Коэффициент дисконтирования

Для приведения результатов и затрат по фактору времени используется процедура дисконтирования.

ά_t = 1/ ( (1 + К_инф) ^t * (1 + Е_н) ^t, (1.3.9)

где К_инф. - коэффициент инфляции (К_инф. - 14%);

Е_н - ставка дисконта (коэффициент дисконтирования, численно равный эффективности отдачи капитала), Е_н = 0.1 (в условиях стабильной экономики средняя отдача капитала равна 10%);

. Дисконтированный поток денежной наличности

ДПДН_t = ПДН_t * ά_t (1.3.10)

где ПДН_t - поток денежной наличности в t - годе, тыс. руб.

. Чистая текущая стоимость

где t - текущий год;

∑ДПДН_i - дисконтированный поток денежной наличности за текущий год, тыс. руб. [14]

Глава 2. Характеристика и анализ фонда скважин самотлорского месторождения

2.1 Орогидрографическая и экономическая характеристика района История открытия Самотлорского месторождения

 

2.1.1 Орогидрографическая и экономическая характеристика района

Рассматриваемая площадь относится к Самотлорскому месторождению и находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. В непосредственной близости к рассматриваемому месторождению располагаются разрабатываемые: Аганское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востока), Лорьеганское (с востока), Мыхпайское (с юга) месторождения (рис.2.1.1).

Географически район приурочен к водоразделу рек Вах, являющейся судоходной, и Ватинского Егана, правых притоков реки Оби. Рельеф слабопересеченный. Площадь сильно заболочена, отмечаются также многочисленные озера: Самотлор, Камыл-Эмитор, Белое, Окунево, Калач, Проточное, Мысовое, Урманное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.

Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и тальниковыми кустарниками, произрастающими преимущественно по берегам рек и озёр.

Климат территории континентальный с прохладным коротким летом и продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет - 3,5 ^оС. Наиболее холодный месяц года - февраль (-23,5 ^оС), самый теплый - июль (+18,5 ^оС). [5]

По характеру выпадаемых атмосферных осадков описываемая территория относится к районам с избыточным увлажнением. Среднемноголетнее годовое количество осадков составляет 580 мм. Основная их часть (390 мм) выпадает в виде дождей и мокрого снега с июня по ноябрь. Снеговой покров появляется в ноябре, а сходит в конце апреля. Высота его на открытых участках в среднем достигает 33 см, а на залесенных участках может достигать 120-160 см. Промерзание почв начинается в конце октября и достигает своего максимума в середине апреля, при этом глубина промерзания достигает на открытых участках до 1,7 м. В середине июля почва полностью оттаивает.

Рис.2.1.1 Обзорная карта месторождений нефти и газа Нижневартовского района

Условные обозначения:

 ^{- нефтепроводы и станции перекачки;  - железные дороги;}

 ^{- центральные товарные парки;}  - ^{газоперерабатывающие заводы;}

 ^{- автодороги с бетонным покрытием;  - контуры месторождений нефти.}

Ближайшие населенные пункты - г. Нижневартовск, г. Мегион, п. Покур, п. Вата и др. Коренное население этого района - русские, ханты и манси.

Основными отраслями хозяйства района являются нефтедобывающая промышленность, геологоразведочные работы на нефть и газ, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство и охота.

В г. Нижневартовске имеется крупный аэропорт, порт речного пароходства и станция железной дороги Уренгой-Нижневартовск-Сургут-Тобольск-Тюмень. [5]

Непосредственно через площадь проходят нефтепровод и бетонная дорога, связывающая г. Нижневартовск с г. Мегион и г. Радужный.

Перевозка оборудования и необходимых материалов нефтедобывающих, буровых и других организаций из г. Тюмени осуществляется в основном железной дорогой и водным транспортом. Период навигации длится 5 месяцев (с конца мая до середины октября).

Для перевозки срочных грузов используется воздушный транспорт, преимущественно вертолеты и современные грузовые самолеты типа АН-12 и ИЛ-76.

 

2.1.2 Геолого-геофизическая изученность и история открытия Самотлорского месторождения

Впервые обоснованный прогноз о перспективности на нефть в Западно-Сибирской низменности был сделан И.М. Губкиным в выступлениях на выездной сессии Академии наук СССР в Свердловске в 1932г и в Москве в 1934г в заключительном слове при закрытии Всесоюзного совещания Главнефти. Основываясь на статистическом анализе приуроченности нефтяных месторождений к определенным геотектоническим элементам, он в качестве первоочередного обьекта для поисков залежей нефти на севере Сибири признал Обский район.

Работы треста” Востокнефть" в период с 1934 г по 1937г на территории Западно-Сибирской низменности были обобщены и сделаны выводы о формировании структур в мезозойских и кайнозойских отложениях.

Результатом всех нефтегазопоисковых работ в Западно-Сибирской низменности является возникновение убежденности у многих ведущих геологов в высокой перспективности этой территории. Поэтому в послевоенный период, как только появилась возможность выделения технических средств, в Западно-Сибирской низменности начались в крупном масштабе планомерные нефтегазопоисковые работы. Реализация плана региональных работ позволила изучить геологическое строение мезокайнозойских отложений, дать сравнительную характеристику нефтегазоносности районов и открыть месторождения нефти и газа. [4]

Сравнительно планомерное изучение геологического строения района началось в 1948 году. В этот период были выполнены следующие работы:

§  аэромагнитная съемка масштаба 1: 1000000;

§  аэрогравиметрическая съемка масштаба 1: 1000000;

§  сейсмозондирование и колонковое бурение.

Комплексная интерпретация результатов этих работ позволила определить общие закономерности геологического строения осадочного чехла и фундамента платформы и выделить тектонические структуры первого порядка, в том числе и Нижневартовский свод.

На территории Нижневартовского свода планомерные поиски перспективных структур методами сейсмических исследований начали проводиться с 1957 года. Результаты работ сейсмопартий (с/п 28/61-63, 26/62-63, 7/63-64, 16/63-64 и других) позволили уточнить тектоническое строение района, выявить и подготовить к поисково-разведочному бурению Самотлорскую, Северо-Покурскую, Ватинскую, Мегионскую, Аганскую и другие структуры.

Глубоким разведочным бурением были открыты крупнейшие нефтяные месторождения: в 1961 году - Мегионское, в 1964 году - Ватинское, Северо-Покурское, а в 1965 году - Самотлорское, Аганское и др.

После завершения промышленной разведки основных продуктивных пластов и утверждения запасов ГКЗ СССР (1973 г.) в 1977 году Самотлорское месторождение передано на баланс Главтюменнефтегаза. [4]

С 1973 года Главтюменнефтегазом проводятся работы по доразведке месторождения в процессе эксплуатационного разбуривания. В Нижневартовском районе с 1968 года управлением "ЗапСибнефтегеофизика" проводятся детализационные работы с целью изучения периферийных участков Самотлорского, Мегионского, Ватинского, Аганского, Мыхпайского и других месторождений, непосредственно примыкающих к Самотлорскому, после ввода их в разработку.

В этом районе с 1973 по 1983 годы методами МОВ и ОГТ выполнена сейсморазведка следующими партиями управления: 9/72-73, 8/73-74, 5/77-78 (западный склон структуры); 5/72-73, 8/79-80, 8/82-83 (северная периклиналь); 8/75-76, 8/76-77, 8/77-78, 8/78-79 (восточный склон); 8/74-75 (южная периклиналь).

Начиная с 1979 года, полученные материалы сейсморазведки обобщались и переинтерпретировались опытно-методической партией № 6 управления "ЗапСибнефтегеофизика".

После утверждения запасов в 1987 году на различных участках северной части Самотлорского месторождения поводились детализационные сейсмические работы сейсмопартиями № 5,18/89-90; 5,18/90-91; 5,18/91-92; 8,17/89-90; 8, 19/91-92; 5/93-94.

Полученные материалы сейсморазведки к настоящему времени взаимно не увязаны и требуют обобщения в целом по всему месторождению.

2.2 Геологическая характеристика района. Состав и свойства нефти и газа Самотлорского месторождения

2.2.1 Стратиграфия

В основу стратиграфического расчленения разрезов скважин положена унифицированная стратиграфическая схема, принятая на межведомственном совещании в 1968 г. в городе Сургуте. В геологическом строении Нижневартовского свода принимают участие породы доюрского фундамента, мезокайнозойских терригенных отложений платформенного чехла.

В разрезе мезокайнозойских отложений выделяются юрские, меловые, палеогеновые, четвертичные образования.

В составе юрской системы на большей части Нижневартовского свода отсутствуют отложения нижнего отдела юры. В составе юрской системы выделяются васюганская, тюменская, георгиевская и баженовская свиты. В среднеюрском отделе присутствуют отложения всех трех ярусов. [15]

В пределах Нижневартовского свода участки, лишенные отложений аалена приурочены к локальным поднятиям. При этом намечается тенденция увеличения размеров "лысых" по ааленским отложениям участков в южном направлении.

Байосские отложения представлены на всей территории глинистыми породами. Наличие выдержанной глинистой пачки мощностью 30-40м внутри тюменской свиты позволяет рассматривать ее как региональный водоупор и региональную покрышку над ааленскими песчаниками.

В батских отложениях отмечается уменьшение относительного количества песчаников к сводам локальных поднятий. Такая закономерность позволяет предположить наличие сводово-пластовых и литологически экранированных залежей. На Нижневартовском своде батские отложения представлены континентальными сероцветными глинисто-песчанистыми отложениями с невыдержанными песчаными пластами внизу и с выдержанными наверху. [5]

Коллекторские свойства песчаников сравнительно хорошие. Для поисков нефтяных залежей перспективна вся зона.

В составе верхней юры в изучаемом районе присутствуют отложения келловейского, кимериджского и волжского ярусов.

В верхнеюрских отложениях выделяются верхи тюменской, абалакская, васюганская, наунакская, георгиевская и баженовская свиты.

В течении нижнего келловея накапливались песчано-глинистые отложения. Они представлены невыдержанными по простиранию линзовидными пластами песчани-ков,алевролитов и аргиллитов.

Песчаных пластов в верхне-оксфордских породах нет.

В кимериджский век отмечается некоторое углубление морского верхне-юрского бассейна осадконакопления. В это время накапливались морские темно-серые и черные, нередко битуминозные глинистые породы. В пределах южной и восточной частей Нижневартовского свода глинистые отложения кимериджа обогащены глауконитом. Отложения кимериджа в зоне распространения васюганской свиты выделяются в самостоятельную георгиевскую свиту.

В волжских отложениях возможно появление песчаных пластов, к которым могут быть приурочены залежи нефти и газа.

В меловой период накапливалась мощная толща песчано-глинистых пород. В разрезе присутствуют отложения обоих отделов меловой системы. В составе меловой системы в изучаемом районе выделяются мегионская, куломзинская, тарская, вартовская, алымская, покурская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты.

В составе нижнего мела выделяются берриасский, валанжинский, готеривский, барремский, аптский и альбский ярусы.

Берриасские, валанжинские, готеривские отложения охарактеризованы фауной.

Остальные ярусы выделяются по сопоставлению с разрезами других районов низменности.

На Нижневартовском своде в середине нижнего валанжина на юге и севере отмечается значительное опесчанивание разреза. Одновременно появляются выдержанные по простиранию пласты песчаников, перекрытые однородными глинистыми породами, играющими роль зональной покрышки. Наиболее выдержанным является пласт БВ10. Конец нижнего готерива на Вартовском своде слагается из средней части вартовской свиты. Пачка представлена линзовидным переслаиванием зеленых комковатых глин и серых песчаников. Пласты песчаников гидродинамически связаны между собой за счет многочисленных литологических окон. Крупных залежей нефти и газа не выявлено. Пластам низов готерива Нижневартовского свода условно присвоены индексы от БВ1 до БВ4. В конце нижнего готерива произошла трансгрессия моря и в связи с этим нижние части пимской пачки опесчанены, вкоторых местами зафиксированы нефтепроявления. Породы верхнего готерива на Нижневартовском своде представлены линзовидным переслаиванием песчаников и зеленых глин. В этой пачке выделяются пласты АВ7 и АВ8.

В пределах Нижневартовского свода барремские отложения слагают большую часть разреза верхней подсвиты вартовской свиты. Здесь также условно выделены проницаемые пласты от АВ2 до АВ7. В данное время породы накапливались в прибрежно-морских и лагунных условиях. Соответственно здесь породы баррема представлены пестроцветными глинами с прослоями песчаников.

В апте существовало два этапа осадконакопления, различающихся условиями накопления пород. В начале нижнего апта произошло углубление бассейна осадконакопления, которое в конце нижнего апта сменилось регрессией моря, приведшей к континентальным условиям. На территории Нижневартовского свода отложения апта представлены серыми глинами с линзовидно-гнездовидной текстурой, обусловленной многочисленными линзами светло-серых песчаников и алевролитов. Иногда встречаются прослои песчаников мощностью до 2-5м. По объему песчаный материал преобладают над глинистыми.

К востоку от Мегионской площади количество песчаного материала увеличивается и уже на Самотлорской площади рассматриваемые отложения представлены единым песчаным пластом (АВ1), к западу от Мегионской площади отмечается глинизация.

На всей территории Нижневартовского свода в альбский век существовали континентальные условия. Пачка представлена чередованием сероцветных глин, алевролитов, песка и песчаников. Пласты пород не выдержаны по простиранию часто объединяются друг с другом, образуя единую гидродинамическую систему.

В состав верхнего мела выделяются отложения сеноманского, туронского, коньякского, сантонского, кампанского, маастрихтского и датского ярусов. Отложения турона, сантона, кампана, маастрихта охарактеризованы фауной. Остальные ярусы верхнего мела выделяются по сопоставлению с разрезами других районов Западно-Сибирской низменности. [5]

В отложениях Кайнозойской группы не предполагаются залежи нефти и газа. Нужно отметить, что они расчленяются на два комплекса пород, резко различающихся по условиям осадконакопления и литологическому составу пород. Палеоценовые, эоценовые и олигоценовые отложения накапливались в нормальных морских условиях и представлены они глинистыми и кремнисто-глинистыми породами. Мощность морских отложений 350-450м (талицкая, люлинворская, тавдинская свиты). Следует отметить, что в северо-восточной и северной частях Нижневартовского свода морские глинистые отложения чеганской свиты замещаются прибрежно-морскими с прослоями континентальных отложений юрковской толщи, сложенной песками и песчаниками чеганского облика.

Часть нижнеолигоценовых и верхнеолигоценовых отложений накапливались в континентальных условиях и представлены песками, алевритами и глинами с преобладанием первых. В этих отложениях выделяются атлымская, новомихайловская, журавская свиты. Мощность их равна 20-250м. Неогеновые отложения на рассматриваемой территории отсутствуют и глинисто-песчаные отложения четвертичной системы залегают на размытой поверхности новомихайловской или журавской свит. Мощность четвертичных отложений 20-30м.

 

2.2.2 Тектоническая характеристика

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа.

Нижний этаж сформировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты. Отложения этого возраста составляют её складчатый фундамент, тектоническое строение которого изучено к настоящему времени весьма слабо. В соответствии с последней тектонической схемой фундамента Западно-Сибирской низменности, составленной под редакцией И.Н. Ростовцева, район Самотлорского месторождения приурочен к области развития байкальской и салаирской складчатости. [6]

Средний структурно-тектонический этаж объединяет породы, отложившиеся в условиях парагеосинклинали, существовавшей в пермо-триасовое время. От образований нижнего этажа эти породы отличаются меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. Развиты они не повсеместно. В рассматриваемом районе отложения среднего этажа не вскрыты.

Верхний структурно-тектонический этаж - мезозойско-кайнозойский - типично платформенный, формировавшийся в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента, характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород, слагающих осадочный чехол плиты. Отложения мезозойско-кайнозойского возраста содержат основные промышленные скопления нефти и изучены гораздо лучше других. Для мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты в 1968г. составлена тектоническая карта под редакцией И.Н. Ростовцева, которой мы пользуемся для описания морфологии надпорядковых структурных элементов и структурных элементов 1 порядка.

Тарховское куполовидное поднятие расположено в северо-восточной части Нижневартовского свода, входящего, в свою очередь в состав надпорядковой Хантейской антеклизы. Антеклиза граничит на юге и западе с Мансийской синеклизой, на востоке - с Колтогорско-Пуровским мегапрогибом, а на севере - с центральной зоной поднятий, выделяемой в бассейнах р. р. Пякупур, Пурпе и правой Хетты. Хантейская антеклиза, расположенная в центральной части Западно-Сибирской низменности, включает в себя положительные структурные элементы первого порядка: Сургутский свод на западе, Нижневартовский на востоке, Каймысовский свод и Верхне-Демьянский на юге. [6]

Центральную часть антеклизы занимает отрицательный структурный элемент первого порядка - Юганская впадина.

Нижневартовский свод с запада ограничен от Сургутского Ярсомовским прогибом; на юго-западе и юге свод граничит с Юганской впадиной, на востоке с Колтогорским прогибом. Свод образован относительным поднятием крупного блока фундамента. Наличие такого приподнятого блока подтверждается единым, крупным минимумом поля силы тяжести и однообразным, слабоотрицательным магнитным полем. С востока и запада блок ограничен зонами глубинных разломов, выделенных по характеру гравимагнитных аномалий и подтвержденных профилем глубинного сейсмического зондирования (ГСЗ), проходящего в широтном направлении по реке Оби.

Наиболее четко Нижне-Вартовский свод вырисовывается по поверхности юрского сейсмического горизонта "Б”. Максимальная амплитуда свода по этому горизонту составляет 450м (на западном склоне) и 250м (на восточном). Вверх по разрезу склоны свода выполаживаются настолько, что по кровле сеномана (горизонт "Б”) свод как самостоятельная структура не выделяется, а вместе с Сургутским сводом образует крупный структурный нос, открывающийся в восточном направлении. Строение платформенного чехла Нижневартовского свода сейсморазведкой изучена довольно полно вплоть до выявления всех возможных структур III порядка (всего более 30 структур). Бурением лучше всего изучены центральная и восточная части свода. [5]

Все выявленные локальные поднятия - типично платформенные, пологие, изометрической или неправильной формы, с извилистыми контурами. Амплитуда их составляет 50-190м, наклон слоев на крыльях не превышает 1-2°. Большинство структур свода являются погребенными, причем, в южной половине свода преобладают структуры, выраженные по юрскому горизонту, в северной - поднятия более длительного развития, сохраняющие еще заметную амплитуду и по аптскому горизонту. Часть структур III - го порядка по своему расположению и наличию общего приподнятого цоколя объединяются в положительные структуры II-го порядка (валы, куполовидные поднятия). На схеме 1968 г. в пределах Нижне-Вартовского свода выделено 7 положительных структур II порядка: Аганское, Кедровое, Варьеганское и Тарховское куполовидные поднятия. Самотлорское месторождение нефти распологается в пределах Тарховского куполовидного поднятия. По опорному отражающему горизонту "Б" (баженовская свита верхней юры) куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой - 2400м. На северо-западе, востоке и юге куполовидное поднятие ограничивается заметными погружениями. На севере через небольшую седловину к нему примыкает валообразное поднятие Большой Черногорской и Мало-Черногорской структур. На юго-западе относительно приподнятая зона, с Мыхпайской структурой в седловине, протягивается к Мегионской и Ватинской структуре.

Тарховское куполовидное поднятие объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную, Черногорскую структуры III-порядка. Все они оконтурены изогипсами - 2350-2475м и имеют амплитуду порядка 50-100м. Наибольшую амплитуду (100м) имеет собственно Самотлорская локальная структура, ее вершина - наиболее высокое место всего куполовидного поднятия.

По отражающему горизонту "М”, приуроченному к низам аптского яруса, структурный план Тарховского куполовидного поднятия существенно меняется. В частности, отдельные структуры II порядка: Ореховский, Мегионский, Зайцевский, Соснинский - валы, отдельные структуры III-порядка, четко выделяемые по горизонту "Б”, выполаживаются и более тесно объединяются в единое куполовидное поднятие. Белозерная, Мало-Самотлорская и Мартовская структуры превращаются в незначительного размера осложнения единой структурной единицы и имеют небольшие амплитуды (10-25м) при амплитуде всего купола 100-125м. [6]

Морфология отражающего горизонта "Б" наиболее точно совпадает со структурным планом нижних продуктивных пластов месторождения, горизонта "М" - верхних пластов, поэтому при построении структурных карт по продуктивным пластам группы БВ за основу взята карта по горизонту "Б", а по пластам группы АВ - карта горизонта "М".

 

2.2.3 Общая литологическая характеристика продуктивных пластов Нижневартовского свода

Залежи нефти и газа на Нижневартовском своде приурочены к мощной толще терригенных отложений, охватывающих возрастной диапазон от юры до сеномана включительно. Для всех без исключения горизонтов характерна послойная и зональная литологическая неоднородность, определяющая изменчивость физических свойств коллекторов.

Палеогеографическая обстановка и в некоторой степени вторичные изменения пород обусловили их современный вещественный состав и коллекторские свойства, поскольку в пространстве и времени условия были разные, это предопределило неоднородность как по площади, так и по разрезу.

Коллекторами нефти и газа являются мелкозернистые песчаники и среднекрупнозернистые алевролиты. Среднезернистые песчаники встречаются редко, а крупнозернистые практически отсутствуют.

Разновозрастные продуктивные горизонты отличаются также типом цементации, от которого зависит состав и количество глинистого материала. Для всех горизонтов характерно наличие среди вмещающих отложений линзовидных карбонатных образований толщиной 0,1-0,4м. Эти образования увеличивают расчлененность разреза. [6]

Отмеченные литологические особенности влияют на коллекторские свойства пород и обусловливают подсчетные параметры продуктивных горизонтов.

Продуктивные пласты месторождений нефти и газа на Нижневартовском своде представлены в основном песчано-алевролитовыми коллекторами с межзерновой пористостью, преобладающее значение (свыше 60%) имеют породы - коллекторы III класса (Кпр=100-500мД). Лучшие коллекторы приурочены к готерив-барремским отложениям (вартовская свита), наблюдается улучшение коллекторских свойств от периферийных частей структуры к своду. Исключение из этой закономерности составляют пласты АВ1 и БВ10, представляющие собой литологические залежи.

По минеральному составу песчаники и алевролиты полимиктовые, исключая пласты Ю1-2, представлены биминеральными породами. Среднее содержание кварца в полимиктовых породах колеблется в пределах 18-35% и для преобладающих пород изменяется от 26,8% (пласт БВ8 Мегионское месторождение) до 35,3% (пласт АВ1). Количество полевых шпатов варьирует в пределах от 25 до 50%.

В пластах Ю1-2 породы содержат 50,4% кварца, 18,3% полевых шпатов и 31,4% обломков. [6]

В пластах АВ1 развит цемент порового типа, для большинства пород характерно содержание каолинитового, гидрослюдистого и хлоритового цемента в равных количествах. Встречаются литологические разности с преобладанием гидрослюдистого цемента, среднее значение которого колеблется от 3,8 до 6,9%.

Пласты Ю1-2 имеют преимущественно поровый цемент гидрослюдисто-каолинитового состава с подчиненным содержанием хлоритового цемента. В пластах ЮВ1-2 в сравнении с пластами АВ1 и БВ8 отмечается повышенное содержание карбонатного материала, представленного сидеритом.

Для рассмотренных продуктивных горизонтов Нижневартовского свода преобладающие размеры пор одних и тех же гранулометрических типов пород практически не различаются. Это объясняется тем, что пласт АВ1 менее уплотнен, но содержит большее количество глинистого цемента (для преобладающих пород 4,6%). Пласт БВ8 более уплотнен, но менее глинистый (для преобладающих пород количество цемента 1,5 - 3,5%)

Также пласты различаются структурой цемента: пласт АВ1 имеет преимущественно поровый тип цемента, БВ8 - пленочный. [5]

Количественные определения размеров пор для пластов Ю1-2 не проводились, однако известно, что коллекторы этих пластов наиболее уплотненные и имеют щелевидную структуру пор.

 

2.2.4 Состав и свойства нефти и газа

Находящаяся при пластовых температурах и давлениях сложная смесь углеводородов, которую мы называем нефтью, значительно изменяет физические свойства после снижения давления температуры до нормальных. Это связано с термическим расширением нефти, ее сжимаемостью и в первую очередь, с переходом части углеводородов в газообразное состояние.

Компоненты нефти, переходящие в нормальных условиях в газообразное состояние, называют нефтяным газом, а содержание их - газосодержанием нефти. Главные компоненты нефтяного газа - легкие углеводы (метан, этан). По сравнению с газами из чистого газового месторождения нефтяные газы содержат значительно больше пропан-бутановой фракции, поэтому их называют иногда жирными газами. Относительная плотность нефтяных газов обычно больше 1.

Первоначально нефть находится под действием пластового давления. Расширение ее возможно лишь при снижении давления. По мере снижения давления уменьшается количество газа, которое может быть потенциально растворено в данном объеме нефти. При определенном давлении газ, содержащийся в нефти, уже может быть в ней полностью растворен и избыточная его часть переходит в свободное газообразное состояние. Это давление принимается за давление насыщения нефти газом. Давление насыщения нефти газом может равняться пластовому или быть ниже его. Давление насыщения нефти газом зависит от состава пластовой нефти, пластовой температуры. [10]

Растворимость газа в нефти зависит от компонентного состава нефти и газа, температуры, а также состав самого газа. Легкие газы хуже растворяются в нефтях. В нефтях, содержащих большое количество легких углеводородов, растворимость газов выше по сравнению с тяжелыми нефтями. С ростом температуры растворимость газов в нефти уменьшается.

Объем нефти в пластовых условиях превышает объем дегазированной нефти в связи с повышенной пластовой температурой и содержанием большого количества растворенного газа. Однако высокое пластовое давление обуславливает некоторое снижение объема нефти вследствие ее сжимаемости. Поэтому при снижении давления от пластового до давления насыщения происходит увеличение объема нефти. При достижении давления насыщения из нефти начинает выделяться растворенный газ, что ведет к уменьшению ее объема. На уменьшение объема нефти влияет снижение температуры от пластовой до температуры на поверхности.

Усадка нефти характеризует разницу между объемом пластовой и дегазированной нефти, отнесенную к объему нефти в пластовых условиях.

При давлении ниже давления насыщения по мере выделения растворенного газа плотность нефти возрастет. Вследствие расширения нефти ее плотность снижается при уменьшении давления от пластового до давления насыщения. [10]

Вязкость нефти в пластовых условиях всегда значительно ниже вязкости дегазированной нефти. С ростом температуры вязкость нефти уменьшается.

Вода в пластовых условиях представляет собой сложный раствор. В состав входят - неорганические соли, газы, растворимые в воде органические вещества.

Общая минерализация, газосодержание, температура и давление оказывают наиболее существенное влияние на все физические свойства пластовых вод. В пластовых условиях плотность воды меньше, чем на поверхности.

Вязкость пластовых вод зависит в первую очередь от температуры и минерализации, и в меньшей степени от газосодержания и давления. Вязкость составляет 0,2-1,5 Мпа с. С ростом температуры вязкость воды существенно уменьшается, а с ростом минерализации - возрастает.

Пластовые нефти залежей группы АВ и БВ недонасыщены газом, давление насыщения их ниже пластового и изменяется в диапазоне 8-12 Мпа. Исключением являются пласты АВ2-3 и АВ4-5. которые, в некоторых местах, имеют газовые шапки и их давление насыщения измеряется в диапазоне 14-20 Мпа. Вязкость нефти в пластах изменяется от 1,1 до 2,1 3 Мпа.

Молярная доля метана в пластовых нефтях составляет 23,8 - 31,9%, а в тяжелой нефти пласта АВ4-5 количество последних составляет всего 7,7%. Для нефтей этого пласта отношения нормальных бутана и пентана к своим изомерам меньше единицы (0,7 и 0,4 соответственно), что характерно для нефтей, потерпевших биотрансформацию в пласте. Для нефтей остальных пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Количество легких СН4 - С5Н12, растворенных в разгазированных нефтях. составляет 8,8-11,4%, в нефти пласта АВ4-5 - 3,3%.

Нефтяной газ стандартной сепарации, жирный, молярная доля метана в нем составляет 72-64,4%. отношение содержания этана к пропану меньше единицы (0,3 - 0,6), что характерно для газов нефтяных залежей. Содержание тяжелых углеводов С6+h 1,1 - 2,06%. Количество азота и двуокиси углерода невелико. Нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, с выходом фракций до 350гр, больше 55%. Нефти пластов АВ1 (3) и АВ4-5 средней плотности, нефти остальных пластов - легкие. Физико-химические свойства нефти и растворенного газа непосредственно на Мартовской площади изучались в одной скважине (скважина 39988), поэтому для характеристики состава нефти использованы данные исследований поверхностных и глубинных проб по всему Самотлорскому месторождению.

Нефть охарактеризована поверхностными пробами из 4 и глубинными из 7 скважин.

По данным поверхностных проб плотность нефти 0,840т/м². вязкость при 20°С - 5,4 Мпа*с, при t - 50°С - 2,8 Мпа*c, содержание серы - 0,6% весовых, парафина - 3,4%, асфальтенов - 1,4%, силикагелевых смол - 3,2%, температура начала кипения - 67°С, застывания - 16°С, выход фракций при г - 300°С - 5,4 % объемных (таблица 2.2.4.1).

По данным контактного разгазирования плотность нефти составляет: сепарированной - 0,844 т/м³, пластовой 0,744 т/м³ газосодержание 100,42 м³/т, вязкость пластовой нефти 0,90 Мпа*с, сепарированной - 5,08 Мпа. Давление насыщения нефти газом составляет 10,6 Мпа*с, усадка 17_: 01% (таблица 2.2.4.2).

При однократном разгазировании основным компонентом газовой смеси является метан - 61,59%, этана содержится 6,7 %, пропана - 12,94%, бутана - 10,74%, пентана - 4,18% (таблица 2.2.4.3).

Для подсчета запасов использовались результаты исследования глубинных проб нефти при условии многоступенчатой сепарации; плотность пластовой нефти - 0,837 т/ м³, газовый фактор - 75 м³ /т, объемный коэффициент 1,151 (таблица 2.2.4.4).

Все подсчетные параметры, обусловленные физико-химическими свойствами нефтей, соответствуют параметрам, принятым при утверждении запасов нефти Самотлорского месторождения в ГКЗ в 1987 году. [4]

В связи с небольшим объемом проб, отобранных в изучаемом районе, произведена сравнительная характеристика основных свойств нефтей Самотлорского месторождения. Таким образом, нефти легкие, маловязкие, малосмолистые, парафинистые, сернистые. Давление насыщения изменяется в диапазоне 9-12 Мпа, газосодержание в пластовых условиях от 65 до 111 м³/т.

Таблица 2.2.4.1.

Физико-химическая характеристика нефти

№СКВ	Интервал опробования,м	Дата опробования	Плотность нефтиКг/м3 при 1 20°С	Кинематическая вязкость		t застывания°С	Молекулярная массаКг/ кгм	t начала кипения°С	Содержание светлых фракций, Объёмных процентов при 1 20°С						Массовое содержание, %					Содержание Хлористых солейМл/л	Т плавления парафина°С
				При t 20°С	При t 50°С
									100	150	2ф	250	300	350	Асфальтенов	Смол селикагелевых	Пaрaфинa	Серы	Воды
100 30	3252-2362	18.08.00	835,62	4,77	2,62	-13	172	52	8,0	20,0	32,5	43,5	55,5	67,5	1,57	3,03	2,77	0,62			52
6091	2360-2395	30.06.01	841,9	5,41	2,82	-20	170	67	5,0	18,5	32,5	43,0	55,5	68,5	1,18	3,81	2,33	0,61			58
	2359-2360	17.11.00	844,9	5,94	2,94	-14	185	68	1,5	17,0	31,0	41,5	54,0	69,0	1,67	2,83	2,95	0,67		71	56
	2291-2360	18.08.00	839,5	5Т9	2,76	-8	185	62	5,0	19,5	31,0	42,5	54,0	66,5	1,43	3,62	2,45	0,62	0,0		56
724 3		21.07.00	843,0	6,04	3,03	-35	193	87	0,5	15,5	29,5	41,5	55,0	68,5	1,17	3,14	4,34	0.43			48
122245			836,2	5,29	2,79	-5	177	66	5,5	18,0	31,0	42,5	55,0	67,0	1,32	3,01	5,83	0,39	0,2		50
Минимальное значение			835,6	4,77	2,62	-35	170	52	0,5	15,5	29,5	41,5	54,0	66,5	1,17	2,83	2,33	0,39	0,0	71	48
Максимальное значение			844,9	6,04	3,03	-5	193	87	8,0	20,0	32,5	43,5	55,5	69,0	1,67	3,18	5,83	0,67	0,2	71	58
Среднее по пласту			840,2	5,44	2,82	-16	180	67	4,3	18,1	31,3	42,4	54,8	67,8	1,39	3,24	3,44	0,56	0,1	71	53

Таблица 2.2.4.2.

Результаты исследования глубинных проб пластовых нефтей, контактное разгазирование при пластовой температуре (методика ВНИ)

№ скважины	Дата отбора проб	интeрвaл	Глубинa отборa	Плaстовоe дaвлeниe	Пластовая t°С	Давление насыщения Мпа	Коэффициент объемной упругости Х10-4	Газосодержание		Объемный коэффициент		Плотность, Кг. /м3		Вязкость, Мпа *с		Плотность газа, г/л
								мэ/т	м3/м3			Сепарированн ой Нефти	Пластовой нефти	Сепарированн ой нефти	Пластовой нефти
Самотлорское месторождение
1001	23.04.00		2000	23,9	93	10,8	11,09	106,40	88,97	1, 190	846	805	5,74	0,94	п, оо7
1003	01.08.00	2352- 2362		23,1	87	11,8	15,63	79,35	68,22	1,183	15,02	864	794		0,96	1,028
1264	15.03.00	2529-2546	2500	25,5	80	10,5	12,38	86,00	71,80	1,179	15,18	835	774		0681	1,130
6059	19.02.00		2000	21,4	75	10,7	8,67	92,02	78,20	1,220	18,03	849	767	5,60		1,133
6091	01.01.00	2360- 2395	2100	21,4	80	1М	19,15	96,75	81,46	1,231	18,74	842	765		0,90	1,220
14245	06.01.00		2350	23,1	75	9,0	9,73	65,14	54,34	1,150	13,04	834	775	5,42		1,091
39988	19.10.00		2280	23,2 |	90	10,4	14, И	111,43	93,03	1, 191	23,08	835 |	738	3,57	0,91	1,364
Среднее значение:				23,08	83	10,6	12,97	100,42	76,72	1, 192	17,01	844	774	5,08	0,90	1,139
781	25.07.00		1850	23,6	75	8,7	12,82	102,83	85,26	1,270	21,26	829	741	3,87	-	1,176
769	04.05.00			24,1	95	8,7	11,17	94,17	79,26	1,277	21,52	841	745	4,54	0,83	1,334
796	19.04.00		1850	19,4	90	10,2	19,62	110,15	91,73	1,310	23,66	832	720	3,57	0,95	1,235
755	02.04.00		1600	16,2	85	9,58	13,51	104	86,9	1,256	20,30	836	737	4,58	1,05	1,239
Среднее значение				20,83	86	9,3	14,28	102,8	85,79	1,278	21,68	834	736	4,14	0,94	1,246

Таблица 2.2.4.3.

Компонентный состав газа

№ СКВ	Дата Отбора проб	Мол. Масса газа	Плотсть газа кг/м3	Компонентный состав газа, проценты мольные
				Азот	Углеки - слый газ	гелий	Водород	Метан	Этан	пропан	i-бутан	n-бутан	iпентан	nпентан	2-МП	змп	n-гексан	МЩП
1003	10.2000	27,08	1,126	1,76	0,57	-	-	66,70	5,88	10,94	3,66	5,66	1,82	1,74	0,38	0,20	0643	0,26
6091	01.2000	26,89	1,118	2,08	0,50	-	-	67,34	5,39	10,58	3,54	6,06	1,75	1,58	0,36	0,15	0,43	0,24
39988	10.2000	-	1,364	1,71	0,53	-	-	50,73	8,82	1 7,3 1	4,07	9,21	2,33	3,30	0,61	0,58	0,53	0,27
			1, 203	3,85	0,53	-	-	61,59	6,70	12,94	3,76	6,98	1,97	2,21	о,45	0,31	0,46	0,26

Таблица 2.2.4.4.

Свойство пластовой нефти. Самотлорское месторождение

Наименование	АВ1	АВ13	АВ2-3	АВ4-5	АВ6-7	БВ8	БВ10
Пластовое давление, Мпа	16,8	16,3	16,4	16,6	15.8	19,7	20,2
Пластовая температура,°С	57	63	60	60	61	71	73
Давление насыщения, Мпа	8,5	10,1	12	13,1	11,1	9,8	9,8
Газовый фактор при усл. сепарации,М3/Т	-	61	79	55	-	98	60
Объёмный коэффициент	1,173	1,21	1,263	1,233	1,217	1,278	1,264
Плотность нефти, кг/м3	768	770	749	770	782	769	743
Объемный коэффициент при условиях сепарации	-	1,151	1,222	1,141	-	1,231	1, 196	1,77	1,61	1,59.	2,13	1,99	1, 20	1,09
Коэффициент объёмной упру гости1 /Мпа х 10-4	12,4	14,5	15,6	12,7	13,1	14,8	14,1
Плотность нефти при усл. сепарации, г/м3		846	844	881		843	837
Газасодержание м3/т	69,0	75,3	89,3	80,2	83,2	105,9	98,6

2.3 Анализ фонда скважин самотлорского месторождения

На 01.01.2013 года на месторождении пробурено 15301 скважина, что составляет 80% от проектного фонда. Добывающих скважин 11718, из которых в категории действующих лишь 6590. Значителен фонд бездействующих скважин - 3490, а также высок обводненный фонд - 1995 скважин, переводимых в категорию контрольно-пьезометрических, которые осложняют разработку месторождения, отрицательным образом влияя на динамику отборов нефти и жидкости. [4]

Влияние темпов отбора жидкости и снижение использования пробуренного фонда скважин на динамику добычи проявляется самым непосредственным образом, В 1981 году достигнут максимум в добыче нефти при отборе 32,3% от утвержденных извлекаемых запасов и обводненности продукции 32,5%. Месторождение вступило в стадию снижающейся добычи нефти. Темпы падения добычи нефти особенно значительны в периоды 1981-82 и 1984-85г. г." именно тогда объемы наращиваемой жидкости были минимальными.

Месторождение находится на стадии падающей добычи нефти. Максимальная добыча нефти в объеме 154.8 млн. т, была достигнута в 1980 году. В 1981 году была добыта миллиардная тонна нефти. Интенсивная добыча, которая продолжалась и последующие годы привела к тому, что нефтеносные пласты стали обводняться и добыча нефти постепенно снижалась. Отбор в 1986 году составил 109,9 млн. тонн, в 1987 - 98,9 млн. тонн, в 1989 - 86,9 млн. тонн. В 1996 году было добыто лишь 16,74 млн т нефти. [16]

Состояние пробуренного фонда скважин на сегодняшний день показано в таблице 2.3.1.

Таблица 2.3.1.

Состояние пробуренного фонда скважин Самотлорского месторождения на 1.01.2013 года.

Фонд скважин	№	Категория скважин	По месторождению
Добывающие	1	Всего на балансе НГДУ	11786
	2	В т. ч действующие	6640
	3	Из них фонтанные	361
	4	ЭЦН	3513
	5	ШГН	1578
	6	Газлифт	1188
	7	В т. ч бездействующие	3524
	8	В т. ч освоения	47
Нагнетательные	1	Всего на балансе НГДУ	2923
	2	В т. ч действующие	1212
	3	В т. ч бездействующие	1195
	4	В освоении под закачку	47
		Ликвидировано	608
		В консервации	486
		Контрольно-пьезометрические	1495
		Всего пробурено	15301

Фонд добывающих скважин, как указывалось ранее, характеризуется высокой долей механизированных скважин и значительной изношенностью оборудования. Это приводит к возрастанию количества таких аварий, как обрыв глубинно-насосного оборудования, НКТ, заклинивания оборудования внутри ствола скважины, смещение и смятие обсадной колонны, заколонная циркуляция (табл.2.3.2). [6]

Таблица 2.3.2.

Распределение бездействующего фонда добывающих скважин по причинам простоя на 01.01.2013 г. Самотлоркого месторождения

Причина простоя	% от общего числа скважин
Полет ЭЦН (НКТ)	31,1
Посторонний предмет на забое	3,6
Высокая обводненность	9
Смена насоса	20
Негерметичность эксплуатационной колонны	8,5
Отсутствие циркуляции	15,1
Отсутствие притока	12,7

Численность скважин простаивающих по причинам аварийных отказов имеет тенденцию к неуклонному возрастанию по причине интенсивного роста обводненности продукции скважин и соответствующего увеличения механизированного фонда, старения эксплуатационного фонда, а также из-за отставания производительности ремонтных служб от темпа пополнения фонда аварийных скважин.

Существующими на данный момент методами ловильных работ, требующими значительных материальных и финансовых затрат, зачастую не удается извлечь аварийное оборудование из скважины на поверхность, т. е. они оказываются неэффективными (безуспешными). Значительная часть аварийных скважин может быть восстановлена и введена в эксплуатацию только путем зарезки вторых стволов из существующего ствола, из точки текущего забоя. При этом такое решение зачастую является как единственное приемлемое в технологическом отношении и наиболее эффективным методом возврата скважин в эксплуатацию. [12]

Также зарезка второго ствола (ЗВС) позволяет вскрыть ту часть разреза пласта, которая содержит наибольшую "концентрацию" остаточных запасов нефти (довыработка запасов нефти из заводненных по подошве пластов путем зарезки вторых стволов в кровлю) и произвести бурение многозабойных скважин и вовлечение дополнительных запасов нефти в нерентабельных для самостоятельного разбуривания пластах. При этом ЗВС скважины является одним из самых сложных, но наиболее эффективных видов капитального ремонта скважин (КРС). [12]

Методология работы с простаивающими скважинами заключается в следующем:

·   при наличии остаточных запасов нефти в районе данной скважины проведение операции по зарезке второго ствола (ЗВС) в направлении наибольшей концентрации остаточных запасов нефти (величина ОИЗ по данному объекту должна быть достаточной, чтобы за счет последующей добычи нефти затраты на проведение ЗВС окупились); на части таких скважин целесообразно проведение работ по зарезке горизонтальных стволов;

·   при отсутствии ОИЗ, достаточных, чтобы окупить работы по ЗВС, перевод скважин на вышезалегающие объекты либо зарезка второго ствола на нижезалегающие пласты (выбирается наиболее экономически выгодный вариант);

·   если в продуктивном разрезе скважины нет потенциальных объектов для проведения вышеупомянутых работ - скважина должна быть ликвидирована. [13]

Около 150 скважин (20 % неработающего фонда) по состоянию на конец 2012 г. находились в ожидании проведения текущего ремонта, связанного со сменой насоса. Очевидно, что этот фонд в ближайшее время будет запущен в работу.

Приблизительно 130 скважин (12.7 %) ожидают проведения операции по вызову притока. Основную часть этих скважин не удалось освоить после глушения, проведенного перед выполнением ремонтных работ. На части таких скважин, расположенных в низкопроницаемых зонах пластов, запланировано проведение операций по гидравлическому разрыву пласта (ГРП).

,6 % неработающего фонда скважин ожидает ликвидации по техническим причинам (смещение или негерметичность эксплуатационной колонны, полет на забой НКТ и пр.).

Результаты проведенного анализа позволяют заключить, что пробуренный фонд скважин Самотлорского месторождения обладает определенными резервами улучшения показателей их использования и эксплуатации. Основными направлениями по работе с фондом скважин на месторождении должны стать:

·   сокращение неработающего фонда путем планирования и осуществления адресных мероприятий по бездействующим скважинам (улучшение выработки остаточных запасов, восстановление системы разработки, учет многопластового характера месторождения);

·   оптимизация эксплуатации действующего фонда (выбор оптимальных режимов работы скважинного оборудования и пласта, воздействие на призабойную зону и пласт с целью снижения обводненности продукции, комплексное сочетание ремонтных работ и воздействия на пласт);

·   широкое внедрение новых технологий, позволяющих повысить эффективность использования фонда (зарезка дополнительных горизонтальных стволов, внедрение в больших объемах потокоотклоняющих МУН).

Глава 3. Экономическая эффективность зарезки боковых стволов на месторождении "Самотлор"

3.1 Техническая часть проекта

 

3.1.1 Подъемная установка

МБУ-125 - Мобильная буровая установка

Установка МБУ125 предназначена для бурения ротором и забойными двигателями эксплуатационных и разведочных скважин. Условная глубина бурения скважин - 2700 метров (при бурении колонной 28 кг/м).

Установка состоит из следующих блоков:

·        подъемный блок на полноприводном шасси БАЗ-69099 повышенной грузоподъемности;

·        мобильный блок бурового основания и приемных мостков на трехосном прицепе ОЗТП84701 А;

Таблица 3.1.1.1.

Технические характеристики подъемного блока

Допускаемая нагрузка на крюке, Кн (тс)	1226 (125)
Привод механизмов	Ходовой двигатель шасси ЯМЗ-8424
Мощность привода, кВт (лс)	330 (450)
Вышка:
- расстояние от земли до оси кронблока, мм	37000
- длина поднимаемой свечи, мм	24000
Емкость магазинов полатей верхового, м:
- бурильные трубы диаметром 114 и 127 мм	2700
- бурильные трубы диаметром 73 и 89 мм	3000
Талевая система:
- оснастка	4 x 5
- диаметр талевого каната, мм	28
Лебедка буровая:
- тяговое усилие, кН (тс)	191 (19,5)
- скорость подъема талевого блока, м/с	0,15.1,5
Гидродинамический тормоз:
- включение	Оперативное, дисковой пневматической муфтой
- скорость спуска крюкблока с грузом массой 75 тн, м/сек	0,9
Вспомогательная гидроприводная лебедка:
- допускаемая нагрузка, кН (тс)	29,5 (3)
Манифольд (стояк с буровым руковом):
- проходное сечение, мм	76
- рабочее давление, МПа (кг/см2)	19,6 (200)
Аварийный электропривод:
- мощность электродвигателя, кВт	30
- скорость подъема крюкоблока при допускаемой нагрузке,	мин 0,8
- наибольшая скорость подъема крюкоблока, м/мин	2,9
Освещение, В	220, (аварийное 24) взрывозащищенное
Габаритные размеры подъемного блока (транспорт.), мм	28000 х 100 х 4500
Масса подъемного блока в транспортном положении, кг	60000

Таблица 3.1.1.2.

Комплектующее оборудование

Буровой ротор РУП560:
- привод	Механический	Гидравлический
- проходное отверстие, мм	560	560
- допускаемая нагрузка на стол и клиньевой захват, кН (тс)	1226 (125)	1226 (125)
- приводная мощность, кВт (лс)	180 (240)	120 (160)
- наибольший крутящий момент, кН-м (кг-м)	20 (2000)	16 (1600)
- наибольшая частота вращения, с-1 (об/мин)	2,5 (150)	1,66 (100)
Вертлюг буровой ВБ125:
- допускаемая нагрузка, кН (тс)	1226 (125)
- диаметр проходного отверстия, мм	75
- наибольшая частота вращения, с-1 (об/мин)	6 (360)
- диаметр каротажного кабеля, мм	8.11
Блок бурового основания и мостков:
- расстояние от земли до подроторных балок, мм	4500
- допускаемая нагрузка, кН (тс)	1226 (125)

3.1.2 Технические средства

Кроме подъемной установки, в технологическом процессе проводки второго ствола скважины применяются еще разнообразное оборудование и механизмы, перечислим основные из них:

прицеп - мастерская вагонного типа, в оборудование установленное на прицепе входят: мастерская и склад для хранения ручного инструмента; бытовое помещение для мастера вместе с откидной кроватью и шкафами для буровых журналов; навес хранения инструмента для ловильных и спуско-подъемных операций;

сдвоенный плашечный противовыбросовый превентор с номинальным проходным отверстием диаметром 179 мм. Рабочее давление 20 МПа, габаритные размеры 1461х502х470 мм, вес 930 кг;

секционный стелаж для труб смонтирован на колесах;

каретка свободного конца трубы представляет из себя прочную раму

на четырех колесах, монтируется на мостках и защищает концы НКТ и бурильный инструмент при скольжении вверх и вниз по мосткам;

прицеп с трехсекционным резервуаром для бурового раствора объемом 21,4 м;

вибросито одинарное двухпалубное, оборудованное 3,75 кВт (5 л. с), 50 Гц;

пескоотделитель с одним 305 мм. конусом, 3,25 л/сек. и насадками различного диаметра;

смесительная воронка низкого давления - 152 мм высокоскоростная, в комплекте с 50,8 мм насадкой трубкой Вентури, воронкой, столом для мешков, 152 мм дроссельным клапаном, смонтированным на основании. Расчетная производительность - 8 мешков барита в минуту и 4 мешка геля в минуту при напоре на входе 24 м;

три перемешивателя бурового раствора;

три центробежных насоса производства "Mission", тип "W";

трансмиссия автоматическая (гидравлическая)"Аllison". Муфты многодискового исполнения, масляное охлаждение, гидравлический привод, самокоррекция на нормальный износ;

органы управления буровым насосом состоят из установленного пневмопереключателя "Wаbko" для трансмиссии "Аllison". Пульт управления на удалении 15,24 м от насосной установки вместе с ручным дросселем, воздушным манометром, шлангами длиной 15,24 м и рамы на салазках для установки блока управления и шлангов для транспортировки

 

3.1.3 Устьевое и скважинное оборудование, применяемое на Самотлорском месторождении

Согласно руководству по эксплуатации наклонных скважин Западной Сибири (РД 39-1-1007-84) для повышения эффективности эксплуатации скважин рекомендуется профиль, в котором угол наклона ствола в интервале работы оборудования ограничивается 20⁰, а интенсивность искривления не

более 3⁰ на 100 метров. При соблюдении этих требований при бурении скважины создаются благоприятные условия эксплуатации электронасосных и штанговых насосных установок.

Для строительства боковых стволов на предприятиях ведется анализ состояния техники и технологии бурения боковых стволов на месторождении, определяющий наиболее лучшие показатели использования того или иного вида бурового оборудования и технологии зарезки боковых стволов.

Предназначение устьевого оборудования следующее:

. Герметизация затрубного пространства, внутренней полости НКТ;

. Отвод продукции скважины;

. Подвешивание колонны НКТ;

. Для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах.

Для реализации проектных решений в области техники и технологии использовалось следующее оборудование:

. Для скважин, оборудованных ЭЦН:

Устьевая арматура АФК1Э-65-140 (ГОСТ 13846-84);

НКТ диаметром 60 мм марки "Д", "К" (ГОСТ 633-80);

Электроцентробежные насосные установки серии УЭЦНМ в модульном исполнении (ТУ-26-06-1486-89), производительностью 50 м³/сут.

2. Для скважин, оборудованных ШГН:

ШГН типа СШН с диаметром плунжера 28-68 мм, вставные (ОСТ 26-16-06-86);

Станки-качалки типа СКД-6, СКД-8 (ОСТ 26-16-08-87);

НКТ диаметром 60, 75, 89 мм (ГОСТ 633-80);

Штанги диаметром 19, 22, 25 мм (ГОСТ 13877-80).

. Для скважин, оборудованных УЭДН:

Устьевая арматура АФК1Э-65-140;

НКТ диаметром 60 мм марки "Д" (ГОСТ 633-80);

Электродиафрагменные насосные установки производительностью 4-16 м³/сут (УЭД9-000РЭ).

Подбор УЭЦН производился по РД 39-1-390-80 "Универсальная методика подбора УЭЦН к нефтяным скважинам", подбор УШГН по РД 39-1-289-79 "Методика оптимального подбора типоразмера и режима работы ШГНУ".

Расчет НКТ производится согласно РД 39-1-306-03 "Инструкция по расчёту насосно-компрессорных труб".

 

3.1.4 Применяемый инструмент

Кроме оборудования и механизмов применяемых в процессе зарезки второго ствола, в комплект также входят и поставляются разнообразные инструменты такие как:

инструмент для выполнения СПО:

элеваторы корпусного типа с центральной защелкой под углом 18 градусов, для стальных бурильных труб диаметром 73 мм с высаженными наружу концами;

спайдер с воздушным управлением производства "Oil Country", в комплекте с удерживающим ручным ключом и челюстями размеров от 60 до 89 мм;

комплект элеваторов с центральной защелкой для НКТ от 60 до 89 мм и для НКТ с высаженными концами;

комплект ключей для свинчивания НКТ и бурильной трубы от 60 до 89 мм;

ловильный инструмент для проведения аварийно-восстановительных работ в скважинах:

овершоты наружного диаметра 119 мм с 73 мм гладкопроходным муфтовым соединением размерами защелок 60 до 89 мм;

корзиночные и спиральные захваты для оверошотов с защелками от 60 до 89 мм;

роторные фрезы от 120 до 144 мм;

направляющие вкладыши роторного стола и предохранительные переводники различного диаметра;

цилиндрическая фреза с мелким углублением к центру лицевой поверхности, наружный диаметр 120 мм;

Уипсток

НПП "Горизонт" разработало и запатентовало <#"655311.files/image014.gif">

Рис.3.1.4.1 Установка ориентированного уипстока в эксплуатационной колонне для бурения бокового ствола (нескольких стволов).

Для ориентированной установки уипстока в эксплуатационной колонне производятся следующие операции:

.        Спуск компоновки в скважину на необходимую глубину, состоящей из якоря (профильная труба), закрепленного на нем патрубка с ориентационным пазом и направляющим пером, разъединительного устройства (например на срезных штифтах, цанговое, резьбовое), устройства ориентации (телесистема для ориентированного бурения, гироскоп), технологического инструмента.

2.      Установка якорного устройства в обсадной колонне, проверка осевой нагрузкой надежность крепежа.

.        Отсоединение компоновки и поднятие технологического инструмента.

.        Определение положения ориентационного паза гироскопическим инклинометром или иным способом.

.        С помощью поворотнго механизма уипстока выставляется необходимое положение клина относительно шпонки.

.        Спуск в скважину компоновки, состоящей из направляющего патрубка с ориентационной шпонкой, удлинителя, клина.

.        После выполнения работ по вырезке технологического окна, бурения бокового ствола производиться извлечение уипстока из скважины.

.        В скважине устанавливается другой вид уипстока для крепления бокового ствола "хвостовиком".

.        Производиться вырезание верхней части "хвостовика" и извлечение уипстока.

.        Для бурения следующего бокового ствола рабочий уипсток ставиться в скважине выше с помощью удлинителя, сориентировав его в заданном направлении.

.        Операции повторяются для необходимого числа боковых стволов.

.        Восстановление проходимости эксплуатационной колонны в якоре осуществляется после бурения и крепления всех запланированных боковых стволов путем непосредственного разбуривания резьбовой пробки и башмака.

.        Возможно бурение с одного уровня нескольких боковых стволов меняя положение уипстока относительно направляющей шпонки.

.        В процессе эксплуатации многоствольной скважины появляется возможность избирательного ведения работ по всем стволам за счет временной установки ремонтного уипстока напротив необходимого бокового ствола и последующего его извлечения после проведения работ, меняя его местоположение.

Примечание: уипсток и райбера могут быть поставлены с размерами под требуемую колонну, с соблюдением зарезки по технологии производителя, в данном случае предлагается только оригинальный способ заякоривания без потери основного ствола, возможность извлечения уипстока, а также возможность ориентированной установки уипстока и многоствольное бурение.

Как можно увидеть из краткого описания устройства, его применение может позволить производить зарезку боковых стволов точно по требуемому направлению, с любой глубины. Применение его возможно как при зарезке боковых стволов, так и при бурении многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин без потери нижележащего основного ствола.

Помимо того преимущества, что не теряется основной ствол, и зарезка происходит сразу в требуемом направлении, даже несмотря на большие материальные затраты по сравнению с зарезкой боковых стволов из вырезанных участков, при проведении опытных работ отмечено снижение затрат на выполнение работ в связи с сокращением сроков их выполнения.

Однако, наибольший эффект ожидается при бурении многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин, так как устройство и технология будут применяться не только при бурении, но также при избирательном проведении геофизических исследований и воздействии в процессе эксплуатации.

Компоновка фрезеров для забурки боковых стволов.

Предназначена для зарезки боковых стволов из обсадных колонн диаметрами 146, 168 и 245 мм с клиновых отклонителей с углами наклона 2¸2,5^о.

Состоит из оконного и расширяющего фрезеров. Торец оконного фрезера армируется режущими твердосплавными пластинами, корпуса фрезеров - металлокерамической композицией.

Рис.3.1.4.2 Фрезер для забурки боковых стволов

Преимущества

Позволяет за один рейс без последующего расширения вскрыть окно в обсадной колонне и пробурить короткий ствол под КНБК в мягких и средних по твердости породах в течение 5-10 час. Благодаря реставрации допускается многократное использование путем замены торца и подпайки корпусов металлокерамической композицией.

3.2 Оценка экологичности проекта

Источником загрязнения на Самотлорском месторождении являются выбросы с факела, утечки газа при образовании не плотностей во фланцевых соединениях и при аварийных ситуациях.

Таблица 3.2.1.

Предельно допустимые концентрации загрязняющих веществ в атмосферном воздухе

Загрязняющее вещество	Максимально разовый ПДК, мг/м3	Среднесуточный ПДК, мг/м3	Класс опасности
Диоксид азота N02	0.085	0.04	2
Диоксид серы S02	0.5	0.05	3
Оксид углерода СО	5	3	4
Пыль нетоксичная (зона)	0,5	0,05	4
Метан СН4	50 (ОБУВ)	-	4
Бензин нефтяной малосернистый	5	1,5	4

Со всех предприятий взимаются платы за выбросы, сбросы загрязняющих веществ в окружающую природную среду и размещение отходов.

Платы взимаются в зависимости от величины выбросов.

На основании производственной паспортизации, производится для атмосферных выбросов расчет ПДВ (предельно допустимых выбросов), а для сбросов загрязняющих веществ в водоемы ПДС (предельно допустимые сбросы).

ПДВ и ПДС предполагают, что количество атмосферы и водоема после выброса (сброса) в них загрязняющих веществ будет соответствовать предельно допустимым значениям (ПДК).

Расчёт платы за загрязнения окружающей среды

Плата за загрязнение окружающей среды рассчитывается по следующей формуле:

Пi=Мi*Нi*Кэ*Кц (3.2.1) где:

Пi - плата за загрязнение i-м веществом, Мi - валовый выброс (сброс), т/год, Ni - норматив платы за одну тонну загрязняющего вещества, руб/т, Кэ - коэффициент экологической ситуации, Кц - коэффициент индексации,

Коэффициент экологической ситуации с 2002 года для Западной Сибири для атмосферного воздуха Кэ = 1.2 Для ХМАО Кэ = 1.2 2 = 2,4. Коэффициент индексации на 2012г Ки = 94.

. Плата за выбросы от стационарных источников:

Псо = 65.38 * 0.005 * 2.4 * 94 = 73,75 руб.

. Плата за выбросы от сгорания на факелах:

ПNО2 = 12.7 * 0.42 * 2.4 * 94 = 1203.35 руб.

. Плата за сбросы в водоёмы:

Для Тюменской области для бассейна Оби Кэ = 1.02 - 1.05, то есть для ХМАО Кэ=1.05*2=2.1

Пвзв. в-ва ⁼ 0.587 * 2.95 * 2.1* 94= 340.75 руб.

. Плата за размещение отходов.

Пмусор = 48.5* 2* 2.4* 94 = 21883,2руб.

. Общая плата от всех источников: Побщ = 62780,14 руб

Выбросы в атмосферу, сбросы в воду и размещение отходов, а также плата за них, на Самотлорском месторождении в 2012 году, представлена в таблице 3.2.2.

Таблица 3.2.2.

Выбросы, сбросы и размещение отходов загрязняющих веществ в окружающую среду за 2012 год на Самотлорском месторождении.

Вещества			Выбросы, т/год	Норматив платы за допустимые выбросы, руб. /т
Выбросы от стационарных источников
Окись углерода			65.38	0.005	73,75
Диоксид азота			14.78	0.42	1191,86
Окись марганца			0.0011	16.5	3,48
Сажа			0.01	0.33	0,63
Пыль древесная			7.46	0.11	157,55
Свинец			0.0005	55.0	5,28
Выбросы от сгорания на факелах
Диоксид азота			12.7	0.42	1203.35
Окись углерода			158.7	0.005	152,35
Сажа			110	0.33	6996,6
Углероды			90	0.0045	8146,08
Сбросы в водоемы
Взвешенные вещества			0.587	2.95	340.75
Хлориды			0.081	0.007	55,89
Фосфаты			0.030	11.09	0,09
СПАВ			0.023	4.44	17,16