ВВЕДЕНИЕ
Целями преддипломной практики являются:
· применение полученных специальных знаний для решения конкретных профессиональных задач, обозначенных в предполагаемой теме магистерской диссертации, развитие и закрепление теоретических знаний, полученных магистрантом во время аудиторных занятий;
· приобретение профессиональных знаний путем непосредственного участия в работе научно-исследовательской организации;
· закрепление социально-личностных компетенций, заложенных в результате прохождения ранее пройденный практик, необходимых для работы в профессиональной сфере.
В преддипломной практике основное внимание уделено сбору информации для написания магистерской диссертации, представлены основные разделы диссертации.
Задачами производственной практики (преддипломной) являются:
1. Анализ и изучение геолого-физических особенностей месторождения;
2. Оценка разработки Конитлорского месторождения;
3. Составление литературного обзора по теме исследования;
4. Анализ опытно-промышленных работ по зарезке боковых стволов на Конитлорском месторождении.
Сроки прохождения практики с 18.06.18 по 29.07.18г.
В настоящее время структура сырьевой базы такова, что традиционный ввод месторождений с низкопроницаемыми коллекторами в эксплуатацию при их разбуривании вертикальными скважинами может быть экономически нецелесообразен, а иногда невозможен, вследствие чего значительный объем запасов окажется невовлеченным в промышленную разработку. Это относится к трудноизвлекаемым запасам, содержащимся в низкопроницаемых и неоднородных пластах и коллекторах с высоковязкой нефтью, потенциальные ресурсы которых оцениваются по стране в несколько миллиардов тонн.
Бурение боковых стволов (БС) в настоящее время становится одним их основных способов восстановления бездействующих и увеличения производительности малодебитных скважин. Особенно это актуально для месторождений Западной Сибири, где крупные залежи нефти и газа переходят в позднюю стадию разработки, характеризующуюся значительным обводнением эксплуатационных объектов. Ввод в эксплуатацию БС, как правило, положительно влияет на показатели эксплуатации скважин, способствует подключению к разработке «застойных» участков месторождений и имеют повышенную поверхность вскрытия пласта и обеспечивают эффективное дренирование, являются перспективным методом не только повышения производительности скважин, но и величины нефтеотдачи пластов.
Использование БС позволяет сократить общее число скважин при значительно меньших (в 1,5-2 раза) капитальных вложениях на бурение, несмотря на относительный рост (до 70 процентов) стоимости каждой БС за счет усложнения их конструкции.
Глава 1. ОБЩИЙ РАЗДЕЛ
Глава 2. ОЦЕНКА РАЗРАБОТКИ КОНИТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Глава 4. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЗАРЕЗКИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ НА КОНИТЛОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В ходе написания преддипломной практике были выполнены основные цели, а именно анализ геолого-физического состояния месторождения, состояние разработки, составлен литературный обзор по зарезке боковых стволов, приведены результаты опытно-промышленных работ по зарезки боковых стволов.
Применение боковых стволов - это одна из наиболее эффективных технологий, которая позволяет добиться повышения добычи нефти на старых месторождениях, снижения обводненности и увеличения коэффициента 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 участки с трудноизвлекаемыми запасами, добыча которых ранее не представлялась возможной. Себестоимость дополнительно добытой нефти из вторых стволов как правило ниже её среднего значения по месторождениям, а затраты на их строительство окупаются в течение 1-2 лет.
Добыча нефти на Конитлорском месторождении в последние годы резко снижается, растет обводненность. Месторождение находится на 3 стадии разработки, характеризующейся резким падением добычи нефти и ростом обводненности продукции, выбытием части скважин из действующего фонда. Поэтому применение различных ГТМ особенно актуально на анализируемом месторождении.
Одним из наиболее эффективных методов применявшихся на Конитлорском месторождении является зарезка боковых стволов, средний прирост дебита по нефти 14,2 т/сут, обводненность добываемой продукции после применения БС существенно снижается. Забойное давление снижается на 3,1 МПа.
Применение боковых стволов может дать существенный экономический эффект, т.к. применение этой технологии сокращает средства, затраченные на бурение скважины-дублера взамен ликвидируемой. Применение БС на уже пробуренной скважине позволяет обойти не извлекаемые механические препятствия в скважине и восстановить ее работоспособность.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Салихов, И. В Стабилизация добычи нефти за счет бурения боковых стволов на примере Южно-Нурлатского месторождения НГДУ «Нурлатнефть» ОАО «Татнефть» [Текст] / Салихов И. В Сайфутдинов М.А.// Бурение и нефть. 2005 – С. 1-4.
2. Зейгман, Ю.В. Анализ регулирования разработки нефтяного месторождения с целью достижения потенциальной нефтеотдачи [Текст] / Зейгман Ю.В Токарева Н.М. // Нефтегазовое дело. 2012 №1 – С 84- 89.
3. Токарева, Т.В. Опыт и эффективность бурения, эксплуатация боковых стволов на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений Текст / Токарева Т.В. // Нефтегазовое дело. 2011 №2 – С. 457- 468.
4. Полупанова, В.В. Поддержание уровней добычи газа путем забуривания боковых стволов на месторождениях западной сибири, находящихся на завершающей стадии эксплуатации Текст / В.В. Полупанова, С.А. Воронов, Р.Р. Исхаков, В.В. Соловьев // Нефтегазовое дело. №1 – С. 47- 60.
5. Исхаков, И.А. Анализ эксплуатации скважин с боковыми стволам на местрождениях АНК «Башнефть» Текст / Исхаков И.А.Гайнкллин К.Х. Гарифуллина Л.А. // Нефтепромысловое дело. №8 – С. 33 – 38.
6. Мосунов, А.Ю. О влиянии профиля проводки боковых стволов на начальный дебит скважин Текст // Нефтяное хозяйство. 2014 №7 – С. 90-92.
7. Дэвид Хилл Бурение боковых стволов из существующих скважин дает новую жизнь старым месторождениям Текст / Дэвид Хилл Эрик Ним // Нефтегазовое обозрение. 1997 – С. 22-37.
8. Рамазанов, А.Ш. Оценка возможностей исследования боковых стволов по температурным изменениям в скважине Текст / Рамазанов А.Ш. Ахметов Р.К. // Нефтегазовое дело. 2008 – С. 1-10.
9. Еленец, А.А. Критерии оценки выработки запасов нефти, влияющие на выбор участка для секторного геолого-гидродинамического моделирования, в рамках проектирования боковых стволов на примере объектов Ватьеганского месторождения Текст / Еленец А.А. Дергунов И.Ф. // Нефтегазовое дело. 2011 №4 – С. 50-65
10. Ганцгорн, А.М. Анализ состояния технологий и технических средств для зарезки и бурения боковых стволов Текст / Ганцгорн А.М., Фаршатов Р.Р. // Нефтегазовое дело. 2015 №5 – С. 1-19
11. Стрекалов, А.В Повышение эффективности разработки ачимовских пластов многоствольными скважинами Текст / Стрекалов А.В. Фоминых О.В. Самойлов А.С. // Нефтегазовое дело. 2011 №6 – С. 147-159
12. Фокеева, Л.Х. Определение оптимальной траектории и длин стволов многоствольных горизонтальных скважин с учетом особенностей коллектора Текст / Фокеева Л.Х. // Нефтегазовое дело. 2006 С. 1-16
13. Сарваров, А.Р. Анализ эффективности бурения боковых горизонтальных стволов в контактной водонефтяной зоне (на примере пласта АВ2-3 Самотлорского месторождения) Тескт / Сарваров А.Р. Казаков Т.Г. // Нефтепромысловое дело. 2009 №2 – С. 11-16.
14. Шашель, В.А. Оценка эффективности расположения скважин и ориентации боковых горизонтальных стволов для однородного по проницаемости пласта Текст / Шашель В.А. Кожин В.Н. // Нефтепромысловое дело. 2006 №6 – С. 19-25
15. Легаев, Я.В. Профили боковых стволов скважин с горизонтальным окончанием и выбор траектории бурения для снижения затрат при строительстве боковых стволов Текст / Легаев Я.В. Халимов М.А. // Нефтепромысловое дело. 2008 №3 – С. 35-40
16. Халимов, М.А. Строительство ГС и БГС в сложных геологических и технологических условиях разработки нефтяных месторождений Западной Сибири Текст / Халимов М.А. Легаев Я.В. // Нефтепромысловое дело. 2007 №11 – С. 62-67
17. Обиход, А.П. Обоснование учета влияния горизонтальных скважин на фактическую плотность сетки по залежи Текст / Обиход А.П. // Нефтепромысловое дело. 2007 №10 – С. 40-42
18. Назимов, Н.А. Исследования скважин, построенных по горизонтальным технологиям, автономными глубинными приборами Текст / Назимов Н.А. // Нефтепромысловое дело. 2007 №4 – С. 22-27
19. Ахмадуллин, Э.А. Зарезка второго ствола: прикладной расчет местоположения нулевого сечения колонны труб Текст / Ахмадуллин Э.А. // Нефтепромысловое дело. 2007 №2 – С 34-36.
20. Янтурин, Р.А. О необходимости учета осевых нагрузок и кривизны ствола при расчетах обсадных колонн на внешнее и внутреннее давление в наклонных и горизонтальных скважинах Текст / Янутрин Р.А. Янтурин А.Ш. // Нефтепромысловое дело. 2007 №1 – С.32-34.
21. Мухаметшин, А.А. Сравнительный анализ применения отклонителей различных конструкций для забуривания боковых стволов в Азнакаевском УПНП и КРС Текст / Мухаметшин А.А. Зайнуллин А.Г. // Нефтепромысловое дело. 2003 №5 – С. 24-27.
22. Рамазанов, Р.Г. Эффективность применения горизонтальной технологии в условиях терригенных отложений на месторождений Татарстана Текст / Рамазанов Р.Г. Гаах И.А. // Нефтяное хозяйство. 2009 №6 – С.62-64.
23. Бакиров, Д.Л. Обеспечение безаварийной проводки горизонтальных боковых стволов в интервалах залегания неустойчивых пород Текст / Бакиров Д.Л. Подкуйко П.П. // Нефтяное хозяйство. 2011 №8 – С. 46-49.
24. Витевский, А.В. Анализ эффективности зарезок боковых стволов с проведением гидроразрыва пласта в скважинах Приразломного месторождения Текст / Витевский А.В. Свешников А.В. // Нефтяное хозяйство. 2009 №11 – С. 57-59.
25. Мелинг, К.В. Изоляция зон поглощения бурового раствора в боковых стволах с применением профильного перекрывателя Текст / Мелинг К.В. Ахмадишин Ф.Ф. // Нефтяное хозяйство. 2009 №11 – С. 107-109.
26. Хисамов, Р.С. Отклонитель для сооружения многозабойных скважин Текст / Хисамов Р.С. Нуриев И.А. Зайнуллин А.Г. // Нефтяное хозяйство. 2010 №2 – С. 81-83.
27. Яраханова, Д.Г. О целесообразности применения горизонтальных технологий нефтеизвлечения с учетом геолого- технологических условий Текст / Яраханова Д.Г. // Нефтяное хозяйство. 2015 №6 – С.68-71.
28. Устькачкинцев, Е.Н. Определение критериев выбора скважин- кандидатов для зарезки в них боковых стволов Текст / Устькачкинцев Е.Н. Хусаенов Р.Я. Макаров Н.В. // Нефтяное хозяйство. 2013 №2 – С.78-81.
29. Ошибков, А.В. Влияние технических характеристик клина- отклонителя и обсадных труб на надежность соединения стволов многоствольных скважин Текст / Ошибков А.В Водорезов Д.Д. Сызранцева К.В. // Нефтяное хозяйство. 2015 №11 – С.121-123.
30. Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах Текст / Шенбергер В.М. Зозуля Г.П. Гейхман М.Г. Матиешин И.С. Кустышев А.В. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. – 490с.
31. Отчёт отдела разработки. – Федоровка: НГДУ «Комсомольскнефть», 2014г.- 130 с.
32. Данные геологического отдела. – Федоровка: НГДУ «Комсомольскнефть», 2014 г. – 146 с.
33. РД 5753490- 030-2006. Регламент на строительство боковых стволов. – Федоровка, 2006 – 54 с.
34. Егорова, Ю.Л. Реагенты и технологии ОПЗ / Ю.Л. Егорова // Методические указания по проведению практических занятий. – Альметьевск, 2014. – С.47-53.
35. Белов А.А. Теория вероятностей и математическая статистика / А.А. Белов, Б.А. Баллод, Елизарова Н.Н. // Учебник. – М.: Феникс, 2008. – С. 320.
36. ПБ 08-624-13. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - Москва, 2013 - 124 с.
37. Объяснительная записка о производственной и финансово- хозяйственной деятельности. – Федоровка: НГДУ «Комсомольскнефть», 2014 – 240 с.
ВВЕДЕНИЕ
Целями преддипломной практики являются:
· применение полученных специальных знаний для решения конкретных профессиональных задач, обозначенных в предполагаемой теме магистерской диссертации, развитие и закрепление теоретических знаний, полученных магистрантом во время аудиторных занятий;
· приобретение профессиональных знаний путем непосредственного участия в работе научно-исследовательской организации;
· закрепление социально-личностных компетенций, заложенных в результате прохождения ранее пройденный практик, необходимых для работы в профессиональной сфере.
В преддипломной практике основное внимание уделено сбору информации для написания магистерской диссертации, представлены основные разделы диссертации.
Задачами производственной практики (преддипломной) являются:
1. Анализ и изучение геолого-физических особенностей месторождения;
2. Оценка разработки Конитлорского месторождения;
3. Составление литературного обзора по теме исследования;
4. Анализ опытно-промышленных работ по зарезке боковых стволов на Конитлорском месторождении.
Сроки прохождения практики с 18.06.18 по 29.07.18г.
В настоящее время структура сырьевой базы такова, что традиционный ввод месторождений с низкопроницаемыми коллекторами в эксплуатацию при их разбуривании вертикальными скважинами может быть экономически нецелесообразен, а иногда невозможен, вследствие чего значительный объем запасов окажется невовлеченным в промышленную разработку. Это относится к трудноизвлекаемым запасам, содержащимся в низкопроницаемых и неоднородных пластах и коллекторах с высоковязкой нефтью, потенциальные ресурсы которых оцениваются по стране в несколько миллиардов тонн.
Бурение боковых стволов (БС) в настоящее время становится одним их основных способов восстановления бездействующих и увеличения производительности малодебитных скважин. Особенно это актуально для месторождений Западной Сибири, где крупные залежи нефти и газа переходят в позднюю стадию разработки, характеризующуюся значительным обводнением эксплуатационных объектов. Ввод в эксплуатацию БС, как правило, положительно влияет на показатели эксплуатации скважин, способствует подключению к разработке «застойных» участков месторождений и имеют повышенную поверхность вскрытия пласта и обеспечивают эффективное дренирование, являются перспективным методом не только повышения производительности скважин, но и величины нефтеотдачи пластов.
Использование БС позволяет сократить общее число скважин при значительно меньших (в 1,5-2 раза) капитальных вложениях на бурение, несмотря на относительный рост (до 70 процентов) стоимости каждой БС за счет усложнения их конструкции.
Глава 1. ОБЩИЙ РАЗДЕЛ
Краткая характеристика геологического строения основных объектов разработки Конитлорского месторождения
Конитлорское нефтяное месторождение (рисунок 1) расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 120 км к северу от г. Сургута. Месторождение открыто в 1972 году в результате бурения разведочной скважины 155, которая испытывалась на пласты BC16, BC17 и БС22.
- месторождение нефти 
- месторождение газа
- нефтепроводы 
- газопроводы
- железная дорога
1 – Koнитлорскoe 12 – Усть–Балыкское 23 – Равенское
2 – Сорымское 13 – Правдинское 24 – Тром–Еганское
3 – Русскинское 14 –Тундринское 25 – Кустовое
4 – Савуйское 15 – Салымское 26 – Когалымское
5 – Яунлорское 16 – Маслиховское 27 – Южно–Конитлорское
6 – Федоровское 17 – Вачимское 28 – Северо–Юрьевское
7 – Родниковое 18 – Лянторское 29 – 3ападно–Конитлорское
8 – Восточно–Сургутское 19 – Алехинское 30 – Ларкинское
9 – Мамонтовское 20 – Камынское 31 – Южно–Ягунское
10 – З+Ю–Сургутское 21 – Ай-Пимское 32 – Ватьеганское
11 – Быстринское 22 – Нижне-Сортымское 33 –Южно–Покачевское
Рис.1 Положение Конитлорского нефтяного месторождения
Геологический разрез рассматриваемого района представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского платформенного чехла и доюрских образований.
Теологический разрез месторождения характеризуется широким диапазоном нефтеносности, начиная с отложений юрского возраста и кончая нижне–меловыми осадками. Нефтяные залежи выявлены в пластах Ю2 (тюменская свита), Ю1 (васюганская свита), Aч1 и Ач2 (ачимовская толща), БС100(верх) и БС100(низ) (мегионская свита).
Коллектора пласта Ю2 залегают в виде узкой полосы, направленной с юго-запада на северо-восток и двух фациальных окон в районе скважин №156 – 157 и скважин №172 – 193 расположенных восточнее. Пласт продуктивен на юго-западе месторождения. Для пласта Ю2 характерен регрессивный тип разреза с опесчаниванием кровли. Южная залежь вскрыта двумя скважинами на глубинах 2739 – 2806 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от О м (на границе зон глинизации) до 5,0 м (скважина №153). В проводится условно по подошве нижнего нефтеносного прослоя в скважине №193, т.е. на а.о. 2723,9 м. Дебит нефти в этой скважине составил 5,1 м3/сут. при СДУ – 1274 м. Размеры залежи составляют 5 х 3,2 в км, высота – 68 м, тип – литологически экранированный.
Пласт Ю1 в песчаных фациях представлен двумя небольшими зонами нефтеносности приуроченными к северной части месторождения (район скважин №181 и 182). Каждая из них содержит литологически экранированную
залежь нефти. Покрышкой для залежей пласта Ю1 являются черные плитчатые аргиллиты георгиевской свиты. Толщина покрышки занимаемая этими залежами 4 м и 3 м соответственно.
Залежь района скважины 181 вскрыта одной скважиной на глубинах 2875 – 2887 м нефтенасыщенная толщина в ней составляет 1,2 м. При испытании получена безводная нефть дебитом 4,5 м3/сут. при СДУ–1256 м.
ВНК принимается по подошве нижнего нефтеносного прослоя на а.о. минус 2794 м. Размеры литологически экранированной залежи составляют 9,2 х 2,2 км, высота – 4м.
Залежь района скважины №182 вскрыта одной скважиной на глубинах 2864- 2914 м Пефтенасыщенная толщина – 7,2 м. ВНК принимается по подошве нижнего нефтеносного прослоя на а.о. минус 2818 м. Дебит нефти - З,9 м3/сут. при СДУ – 1382 м.
Размеры залежи литологически экранированного типа равны 4 х 2,1 км, высота - до 38 м.
Сводный литолого-стратиграфический разрез на рисунке 1.2.
Пласт Ач2 вскрыт большинством пробуренных скважин на глубинах 2671–2736 м. Пласт состоит из нескольких песчаных тел, разделенных зоной глинизации. Раздел зоны глинизации пластов Ач1 и Ач2 проводится в центре месторождения и делит ее на западную и восточную части. Продуктивной для обоих пластов, в основном, является западная часть. Эффективные толщины коллекторов изменяются в широких пределах от в районе скважин №177 и 193
постепенное закономерное уменьшение эффективных толщин к глинизации.
Основным контролирующим фактором является палеорельеф, а не современный структурный план.
Коллектора пласта Ач2 перекрываются темно-серыми тонко-отмученными плитчатыми аргиллитами, толщина которых изменяется от 0,8 м до 1,2 м. Над залежами толщина покрышки невелика: от 3,2 м до 8,0 м.
Основная залежь вскрыта четырьмя скважинами на глубинах 2671 – 2705 м и контролируется на востоке глинистым экраном. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0 до 8,6 м. Все скважины испытаны: в двух получены безводные притоки с дебитом до 15 м3/сут. при ДУ –769 м (скважина №199), а в двух других - совместные притоки нефти с водой.
Водонефтяной контакт на севере залежи отбивается на а.о. минус (2621,8 – 2622,3) м (соответственно скважинах №180 и 182), на юге на а.о. минус (2621 – 2613) м, соответственно, в скважинах №191 и 198.
 |
Pиc.2 Сводный литолого-стратиграфический разрез
Дата: 2019-07-24, просмотров: 514.
