Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Кустовая добыча нефти


Кустовая площадка по добыче нефти

21 сентября учащиеся МБОУ «ООШ № 2» 3 класс посетили музейный комплекс под открытым небом «Кустовая площадка по добыче нефти», и кратко узнали о процессе нефтедобычи. А также познакомились с «нефтяной» историей Севера. Почти пол века история поселка неразрывна связана с нефтедобычей. Немало жителей поселка Ханымей успешно трудятся на нефтепромыслах компании «Газпром нефть». С приходом нефтяников началась вторая жизнь поселка, который утратил статус временного. Самая распространенная и почетная профессия для нашей территории – нефтяник, газовик.Музей под открытым небом «Кустовая площадка по добыче нефти», которая была передана в дар поселку в 25-летний юбилей. Газовики поддержали идею нефтяников и организовали «Кустовую площадку по добыче газа», которая была официально открыта и передана в 2005 году.

В 40 километрах от нашего поселка расположено Вынгаяхинское месторождение нефти и газа. Названо оно по местоположению – бассейн реки Вынга-Яха. Нефть здесь была обнаружена еще в 1968 году. В августе 1977 года пробурили первую скважину на нефть. 10 июня 1985 года страна получила первую вынгаяхинскую нефть. Весной 2002 года пробурили первую скважину на газ, а осенью 2003 года уже запустили в эксплуатацию. Через год, 15 сентября 2004 года первый газ Еты-Пура отправился в трубу. Ноябрь 2004 года считается началом промышленного освоения Еты-Пуровского газового месторождения. Декабрь 2005 года. Вывод на проектную мощность комплекса Вынгаяхинского и Еты-Пуровского газовых месторождений(пуск ДКС).

Уникальность Вынгаяхинского газового промысла заключается в том, что это комплекс, состоящий из двух газовых месторождений - Вынгаяхинского (запасы газа - 106,3 миллиарда кубометров) и Еты-Пуровского (запасы газа – 315,2 миллиарда кубометров), расположенных в 40 километрах друг от друга. Оба месторождения обслуживаются одной установкой комплексной подготовки газа, находящейся на Вынгаяхинском промысле. Идея сконцентрировать мощности по подготовке и перекачке газа в одном месте и обслуживать два месторождения меньшей численностью была абсолютным ноу-хау и первым подобным опытом в «Газпроме». Сегодня можно уверено говорить о том, что опыт оказался более чем удачным. Вынгаяхинский газовый промысел сегодня активно развивается: построена вторая дожимная компрессорная станция, обновляется оборудование, коллектив пополняется перспективными кадрами.На сегодняшний день на Вынгаяхинском нефтегазовом месторождение пробурено 689 добывающих скважин и порядка 76 нагнетательных скважин. С самого начала разработки уже отработано почти 13000 тысяч тонн нефти, а это составляет около 15,3 % извлекаемых запасов.

hikm.ru

Кустовой способ - бурение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Кустовой способ - бурение

Cтраница 1

Кустовой способ бурения в нашей стране впервые был использован при разработке нефтяных залежей, расположенных под дном Каспийского моря. Этот метод с различными вариантами строительства оснований и размещения скважин в кусте широко используется на промыслах Азербайджана. На первом этапе для размещения оборудования сооружали отдельные свайные основания размером 56x44 м, с которых проводили семь-восемь скважин. С одной установки бурили две скважины за счет наклона вышки в левое и правое положения.  [1]

Кустовой способ бурения в нашей стране впервые был использован при разработке нефтяных залежей, расположенных под дном Каспийского моря. Этот метод с различными вариантами строительства оснований и размещения скважин в кусте широко используется на промыслах Азербайджана. На первом этапе для размещения оборудования сооружали отдельные свайные основания размером 56X44 м, с которых проводили 7 - 8 скважин. С одной установки бурили две скважины за счет наклона вышки в левое и правое положения.  [2]

Внедрение кустового способа бурения техники и технологии наклонно-направленного бурения позволило бурить скважины практически со скоростью бурения вертикальных скважин без нарушения сетки разработки.  [3]

При кустовом способе бурения скважин перемещение буровой установки от скважины к скважине осуществляется по рельсовым направляющим, что существенно снижает усилия на перемещение БУ и сокращает время.  [4]

В Западной Сибири при кустовом способе бурения скважин оборудование для очистки промывочной жидкости располагается на значительном расстоянии от устья скважины. Желоба изготовляют из обсадных труб с большими окнами для чистки. В случае применения прямоугольных желобов последние имеют фланцы из угловой стали для подсоединения к приемной воронке устья скважины и к приемному желобу вибросита.  [5]

Горизонтальные скважины с большим радиусом могут быть реализованы при кустовом способе бурения с большими отходами и при длине горизонтального участка в iuuu м и оолсс.  [6]

Горизонтальные скважины с большим радиусом могут быть реализованы при кустовом способе бурения с большими отходами и при длине горизонтального участка в 1000 м и более.  [8]

Горизонтальные скважины с большим ( 190 м) радиусом кривизны могут быть реализованы при кустовом способе бурения на суше и на море, а также при бурении отдельных скважин с большим отклонением от вертикали при длине горизонтального участка 600 - 1500 м и более.  [9]

Начиная с 1962 г., в НГДУ Артемнефтегаз впервые для экономии площади и рационального размещения оборудования стали применять Двухбалансирные станки-качалки, что было обусловлено кустовым способом бурения. Специфической особенностью кустовых морских скважин является их наклонно-направленность, обусловленная необходимостью бурения большого числа скважин с ограниченной площади стационарной платформы или приэста-кадной площадки.  [10]

Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками до установки на устье скважины спрессовываются водой на рабочее давление, указанное в паспорте. При кустовом способе бурения сроки опрессовки ПВО на рабочее давление определяются по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы спрессовываются на пробное давление.  [11]

Отечественный и зарубежный опыт кустового бурения показывает, что этот метод дает возможность значительно сократить строительно-монтажные работы, уменьшить объем строительства дорог, водоводов, линий электропередач и связи, упростить обслуживание эксплуатируемых скважин и сократить объем перевозок. В настоящее время кусты скважин становятся крупными промышленными центрами с базами материально-технического снабжения -, вспомогательными цехами. Кустовой способ бурения сокращает затраты на обустройство промысла, упрощает автоматизацию процессов добычи и обслуживания, а также способствует охране окружающей среды при освоении нефтяных и газовых месторождений.  [12]

Цикл строительства скважины включает три этапа - монтаж буровой, бурение и освоение. Анализ показал, что бурение скважины занимает в цикле более половины календарного времени, освоение - около 30 %, остальное - монтаж. Было решено снизить затраты времени и средств на бурение за счет совершенствования всех технологических процессов, продолжать работу по непрерывному графику строительства скважин, чтобы ликвидировать перерывы между окончанием бурения и началом освоения, развивать кустовой способ бурения, что позволяет значительно снизить затраты времени на монтаж буровых.  [13]

Процесс постоянного наращивания единичной мощности оборудования сопровождается постепенным увеличением параметров производственного шума и вибрации. Несмотря на механизацию и автоматизацию технологических процессов, большое место в процессе бурения, монтажных и ремонтно-слесарных работ занимает тяжелый физический труд. Немаловажным является и химический фактор, особенно выраженный при подземном ремонте скважин, изливании нефти из устья скважин при епуско-подъемных операциях, при фонтанировании. С применением различных реагентов для повышения нефтеотдачи расширяется перечень химических веществ. Широкое внедрение кустового способа бурения, с организацией дистанционного управления технологическим процессом способствует повышению напряженности труда диспетчера и оператора. Добыча нефти в отдаленных и труднодоступных регионах страны требует новых форм организации труда, быта и отдыха рабочих.  [14]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Особенности скважинной добычи нефти игаза в условиях Западной Сибири

Особенности скважинной добычи нефти игаза

в условиях Западной Сибири

8.1 Особенности геологического строения залежей

Бурный рост добычи газа и газоконденсата на месторождениях Севера Западной Сибири настойчиво требует ввода в эксплуатацию залежей с худшими фильтрационными и емкостными характеристиками, с небольшими этажами газоносности и наличием нефтяных оторочек [10]. В этих условиях существующие апробированные схемы разработки, техника и технологии бурения и добычи уже не могут в полной мере удовлетворять все возрастающим экономическим, технологическим и экологическим требованиям.

Одним из перспективных путей повышения эффективности добычи углеводородного сырья из месторождений является использование скважин, вскрывающих продуктивный пласт горизонтальным или субгоризонтальным забоем. Подавляющее большинство залежей углеводородов (нефти, газа и газоконденсата) в Западно-Сибирском регионе приурочено к трем нефтегазоносным комплексам: апт-сеноманскому, неокомскому и юрскому.

Основной апт-сеноманский продуктивный комплекс перекрывается мощной толщей (до 800 м) глин турон-олигоценового возраста. Комплекс представлен часточередующимися слабоцементированными песчанниками и алевролитами с невыдержанными по простиранию прослоями глин континентального происхождения. Глубина залегания продуктивной толщи достигает 650-1250 м. Песчаники характеризуются хорошими коллекторскими свойствами: открытая пористость колеблется от 19 до 38 %, проницаемость достигает до 1-3 мкм2, что обеспечивает возможность получения высоких рабочих дебитов, порядка 1,0-1,5 млн. м3/сут. Залежи газа в основном пластово-массивного типа, их толщина колеблется в широких пределах от единиц до сотен метров.

Неокомский комплекс сложен чередующимися песчаниками, алевролитами и глинами, которые характеризуются резкой литологической изменчивостью по площади и разрезу. Комплекс залегает на глубинах до 3400 м и представляет собой чаще всего чередующиеся газоконденсатные пласты с нефтянной оторочкой или без нее, толщиной 10 – 40 м. Пористость песчанников обычно колеблется в пределах 12 –25 %, проницаемость до 0,2 мкм2.

Отложения юрского комплекса в северной части провинции залегают на глубинах более 3000 м. В основном это маломощные пласты, с низкой пористостью и проницаемостью, часто тектонически или литологически экранированые, со значительной степенью неоднородности.

В настоящее время на Севере Западной Сибири в стадии разработки находятся шесть газоконденсатных месторождений: Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Комсомольское, Юбилейное и Вынгапуровское. Первые три из них являются уникальными по запасам газа. Готовятся к разработке Харасавэйское, Ямсовейское, Заполярное, Песцовое, Бованенковское и другие месторождения.

Стратегия ввода в эксплуатацию залежей газа и газоконденсата на первом этапе освоения северных районов предопределила первоочередной ввод крупнейших и уникальных месторождений, отличающихся высоким коллекторскими свойствами и, как следствие, высокой продуктивностью скважин. В этих условиях центрально – групповая схема размещения кустов ВС (Медвежье, Вынгапуровское), а позднее ННС (Уренгойское, Ямбургское, Комсомольское) вполне оправдывала себя.

Большинство подготавливаемых к разработке новых месторождений уже не обладают теми характеристиками, которые отмечались на супер-гигантах типа Уренгойского. Так, например, на северном куполе Комсомольского месторождения (сеноманская газовая залежь) эффективная газонасыщенная толщина не превышает 20 м. В результате чего, несмотря на высокие фильтрационные характеристики, рабочие дебиты эксплуатационных скважин не могут превышать 200 тыс. м3/сут. Аналогичная ситуация наблюдается на Ямбургском месторождении. В настоящее время Медвежье и Вынгапуровское месторождения находятся на завершающей стадии эксплуатации. Уже отобрано из каждой залежи более половины подсчитанных запасов углеводородов. Активное проявление водонапорного режима привело к интенсивному вторжения пластовой воды в газовые залежи.

В последнее годы, в практике разработки нефтяных и газовых месторождений, как в нашей стране, так и за рубежом, все более широкое применение находит вскрытие продуктивных пластов горизонтальным забоем. Применительно к условиям газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири такая схема целесообразна в следующих случаях:

- для залежей с низкими фильтрационными характеристиками с целью повышения продуктивности скважин;

- для водоплавающих залежей с малыми этажами газоносности с целью предотвращения подтягивания конусов пластовой воды и обводнения скважин;

- для маломощных валанжинских залежей с целью увеличения добычи газа и конденсата;

- для добычи нефти из нефтяных оторочек.

8.2 Количество скважин в кусте и вскрытие пластов

Существующая практика бурения ННС на сеноманские продуктивные отложения газовых месторождений севера Тюменской области предполагает отклонение забоя от вертикали на кровлю пласта 200-250 м, максимум 300 м. Учитывая объемы дренирования в пределах одной кустовой площадки, обычно располагают от 3 до 6 эксплуатационных скважин. Причем количество скважин должно сокращаться с уменьшением толщины пласта. Так, например, технико-экономические расчеты, проведенные для эксплуатационных участков 9 и 10 юго-западной части Ямбургского месторождения (сеноманская газовая залежь), показывает, что проектный дебит 350 тыс. м3/сут может быть достигнут только при условии размещения двух ННС в кусте. Для добычи принятых 6,7 млрд. м3 газа в год, согласно проекту разработки потребуется 60 скважин (30 кустов). Переход к вскрытию продуктивных горизонтов ГС для маломощных сеноманских залежей или их участков позволит резко снизить опасность подтягивания конусов воды, значительно увеличить дебиты скважин и объемы дренирования, вовлечь в разработку запасы периферийных участков залежи при значительном сокращении затрат на строительство и эксплуатацию скважин.

Расчеты показывают, что в случае вскрытия пласта горизонтальным забоем, например, при длине хвостовика 300 м и отклонении на кровлю пласта 250 м объем дренирования залежи из трех скважин увеличивается в 4,5 раза по сравнению с кустом из двух наклонно-направленных скважин. Как известно, интенсивность образования конусов подошвенной воды пропорциональна величине депрессии на пласт. По длине интервала перфорации в несколько сотен метров депрессия на пласт для условий сеноманских залежей уменьшится до десятых долей атмосферы, что практически сведет к нулю опасность конусообразования.

Высокая продуктивность ГС накладывает ограничения на их количество в пределах одной кустовой площадки. Для условий сеноманских залежей рациональным числом скважин в кусте следует признать три [10].

8.3 Технологические показатели разработки

Эффективность горизонтального бурения и эксплуатации газовых залежей целесообразно оценить на конкретном примере. Для этого выбран участок Ямбургского месторождения между Ямбургским и Харвутинским поднятиями, характеризующийся достаточно большой площадью газоносности (более

700 км2) и малой толщиной продуктивного горизонта (средняя газонасыщенная толщина составляет порядка 20 м) [10].

ТюменНИИгипрогазом в 1989 г. выпущен проект разработки этой части залежи, которым предусмотрено разместить здесь два эксплуатационных участка с общим объемом годовой добычи 6,7 млрд. м3/год. Проектом предусмотрено строительство 60 эксплуатационных скважин со средним дебитом 350 тыс. м3/сут, сгруппированных по две единицы в кусте. Способ разбуривания – наклонно-направленные скважины. Отклонение от вертикали 250 м. Средняя глубина скважин составляет 1200 м. Условны диаметр эксплуатационной колонны принят равным 168 мм, лифтовой – 114 мм.

В результате анализа исследований разведочных скважин для этой части залежи приняты достаточно большие для сеномана фильтрационные коэффициенты, а именно:

, ,

что в 2-3 раза превышает коэффициенты по собственно Ямбургскому и Харвутинскому участкам.

Расчеты, проведенные для условий ГС на этих участках, позволяют обосновать уменьшение фильтрационных коэффициентов примерно в четыре раза. В результате этого средний рабочий дебит скважины может быть увеличен до 1 млн. м3/сут. Число скважин в кусте при этом увеличивается до трех, общее количество скважин уменьшается до 19, т.е. в три раза. Количество кустовых площадок уменьшается до 6 против 30 по проекту. Ограничивающим фактором при бурении ГС с диаметром эксплуатационной колонны 168 мм являются потери давления по стволу скважины. Если в первом варианте (ННС) они составляют 0,6 –1,1 МПа, то во втором (ГС) – 1,9–2,3 МПа. В результате этого срок бескомпрессорной эксплуатации сокращается с 9 до 5 лет. Очевидно, при бурении ГС необходима телескопическая конструкция скважины, состоящая из вертикального и наклонного участков большого диаметров и горизонтального хвостовика.

Экономический эффект от внедрения данного горизонтального способа строительства скважин достигается за счет уменьшения количества эксплуатационных скважин, размещаемых на месторождении, и вследствие этого сокращения капитальных вложений в строительство подъездных дорог, промысловых коммуникаций (выкидных линий), а также сокращения производственных затрат на их содержание и обслуживание. В результате расчетов установлено, что, в случае горизонтального разбуривания и эксплуатации залежи, объем капитальных вложений в обустройство снизится в четыре, а эксплуатационные затраты – в два раза по сравнению с существующей практикой наклонно-направленного бурения.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1 Расскажите о истории возникновения ГС

2 Перечислить проблемы строительства ГС

3 Перечислить основы экономической эффективности строительства ГС

4 Указать перспективы строительства и проектирования ГС

5 Пояснить основные термины ГС, дать определения

6 Определение притока к совершенной и несовершенной ГС

7 Перечислить требования к конструкции и внутрискважинному оборудованию ГС

8 Рассказать о первичном и вторичном вскрытии, освоении ГС

9 Перечислить разновидность исследований ГС и их назначение

10 Рассказать о методе установившихся отборов

11 Рассказать о методе карт изобар

12 Рассказать о методе восстановления давления

13 Рассказать о методе гидропрослушивания

14 Рассказать о методе подкачки газа

15 Рассказать о метод мгновенного подлива жидкости

16 Рассказать о акустико-гидродинамический методе

17 Перечислить пути повышения эффективности проведения исследова-

ний ГС в процессах строительства и эксплуатации

18 Рассказать о ППД. Указать методы и применяемые схемы

19 Перечислить применяемые источники нагнетаемой воды для ППД

20 Перечислить физико-химические методы воздействия на ПЗП

21 Объяснить обработку скважин соляной кислотой

22 Объяснить термокислотную обработку скважин

23 Объяснить процесс торпедирование скважин

24 Объяснить сущность гидравлического разрыва пластов

25 Рассказать о природе движения ГЖС, структуре ГЖС в лифте, скорости ГЖС

26 Определение притока к одиночной горизонтальной скважине

27 Указать зависимости дебита скважины от протяженности

горизонтального ствола

28 Оценить влияние длины горизонтального участка на показатели

эксплуатации ГС

29 Перечислить особенности эксплуатация скважин УШСН

30 Перечислить особенности эксплуатации скважин УЭЦН

31 Перечислить особенности газлифтной эксплуатации

32 Назвать основные виды текущего ремонта скважин

33 Назвать основные виды капитального ремонта скважин

34 Объяснить достоинства и недостатки использования колтюбинговых

установок для ремонта скважин

35 Указать особенности геологического строения продуктивных залежей

Севера Тюменской области

36 Рассказать о применении ГС на месторождениях Севера Западной Сибири

РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА

1. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. – М.: Недра, 2001. – 198 с.

2. Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. / Учебное пособие для вузов. – М.:Недра, 1983. – 312 с.

3. Семенцов Г.Н., А.И. Акульшин, В.С. Бойко и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых скважин / Справочник. – Ужгород: Карпати,

1985. – 232 с.

4. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., А.И. Булатов, В.Г. Гераськин. Строительство наклонных и горизонтальных скважин. – М.: Недра, 2000. – 262 с.

5. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа / Учебник для вузов. – М.: Недра, 1984. – 464 с.

6. Григорян Н.А. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров. – М.: Недра, 1974. – 240 с.

7. Молчанов А.А., Лукьянов Э.Е., Рапин В.А. Геофизические исследования горизонтальных нефтяных скважин. / Учебное пособие для вузов. – СПб.: ООО «Спутник», 2001. – 299 с.

8. Зайцев Ю.В., Балакиров Ю.А. Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1986. – 302 с.

9. Кочетков Л.М. Методы интенсификации процессов выработки остаточных запасов нефти. – Сургут: РИИЦ «Нефть приобья», 2005. – 112 с.

Ремизов В.В., Лапердин А.Н., Маслов В.Н. и др. Перспективы бурения и эксплуатации скважин с горизонтальным забоем на газовых и газоконденсатных месторождениях севера Тюменской области. / Обз. информ. – М.: ИРЦ Газпром, 1995. – 46 с.

kursak.net