Обоснование длины горизонтальной части ствола скважин Ванкорского нефтегазового месторождения ЗАО 'Ванкорнефть'

Обоснование длины горизонтальной части ствола скважин Ванкорского нефтегазового месторождения ЗАО 'Ванкорнефть'

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ/РАБОТА

Тема работы

«Обоснование длины горизонтальной части ствола скважин Ванкорского нефтегазового месторождения» ЗАО «Ванкорнефть»

Томск - 2016 г.

Реферат

Выпускная квалификационная работа 76 с., 20 рис., 12 табл., 19 источников.

Ключевые слова: нефть, горизонтальный ствол, состав, свойства, режим движения, , материал труб, внутренний диаметр, температура, программный пакет, моделирующая схема, прогноз.

Цель работы - оценка и определение длины горизонтального ствола скважины Ванкорского месторождения путем аналитического подбора комбинации методов и их параметров с помощью многовариантных расчетов гидродинамического симулятора.

В процессе исследования рассмотрена и применена методика определения длины горизонтального ствола.

В результате исследования получена аналитическая моделирующая схема для компании ЗАО «Ванкорнефть», близкая к фактическим результатам, которая строит зависимость оптимального прогноза добычи от увеличения длины горизонтального ствола скважины, что в свою очередь позволяет выбрать наилучшие технологические, конструктивные и технические параметры при строительстве и заканчивании скважин на месторождении компании.

Область применения: может быть использована в решении прикладных задач для прогноза на других месторождений компании, где планируется использование горизонтальных скважин.

Экономическая эффективность/значимость работы позволяет аналитически дополнить существующие расчеты и сократить время на подбор верного варианта разработки.

В будущем необходимо провести апробацию методики на других месторождениях компании.

Определения, обозначения, сокращения, нормативные ссылки

ПЗП - призабойная зона пласта

ОАО - открытое акционерное общество

ЗАО - закрытое акционерное общество

НГДУ - нефтегазодобывающее управление

СКВ. - скважина

РФ - Российская Федерация

УПС - установка предварительного сброса (воды)

ЖОУ - жидкие отходы углеводородов

ЛНФ - легкая нефтяная фракция

ГПЗ - газоперерабатывающий завод

ГОСТ - государственный стандарт- отраслевой стандарт

СТП - стандарт предприятия

ТУ - технические условия

РД - руководящий документ

ППД - поддержание пластового давления

НКТ - насосно-компрессорные трубы

ПЭД - погружной электродвигатель

МОП - межочистной период

ГТМ - геолого-техническое мероприятие

ПРС - подземный ремонт скважин

КРС - капитальный ремонт скважин

Резюме

В работе на примере Ванкорского месторождения (Россия, Красноярский край, ЗАО «Ванкорнефть»), рассматривается подход по определению оптимальной длины горизонтальной секции ствола скважин (горизонтальной скважины (ГС)).

Отличия результатов работы от выполненных ранее заключаются в том, что рассмотрена стандартная методика по определению НДДП (накопленный дисконтированный денежный поток) проекта, используемая для проектно-технической документации (ПТД), дополненная показателями, учитывающими удорожание бурения скважины при увеличении горизонтальной части ствола и изменения интенсивности притока жидкости на единицу длины горизонтальной скважины. Итогом проведенной работы явилось создание методики по определению оптимальной длины ГС.

Ценность работы заключается в более уверенном прогнозировании уровней добычи нефти при разработке объектов горизонтальными скважинами и, как следствие, объемов требуемых инвестиций при низкой изученности объектов.

ствол скважина продуктивный пласт

Введение

Компания ЗАО «Ванкорнефть» обладает лицензиями на ряд новых активов, находящихся на территории Красноярского края, требующих минимизации капитальных затрат на строительство скважин для достижения приемлемых экономических показателей. В настоящее время на этих месторождениях ведутся поисково-разведочное бурение и опытно-промышленные работы по доизучению залежей нефти и газа. Для получения максимального технико-экономического эффекта в качестве базовой технологии разработки планируется применение горизонтальных добывающих скважин [1].

Одним из ключевых параметров ГС, требующих детального обоснования, явилась оптимальная длина горизонтального участка. Опираясь на традиционные расчеты, выполненные на геолого-гидродинамических моделях, можно констатировать, что дебит скважины при увеличении длины горизонтального ствола (дополнительная перфорация ячеек), увеличивается практически линейно. При меньшем количестве скважин с увеличенной длиной ствола по сравнению с наклонно-направленными скважинами (ННС) или ГС с меньшей длиной ствола динамика добычи нефти и накопленные показатели различаются незначительно, тогда как НДДП при бурении «длинных» горизонтальных скважин по сравнению с остальными существенно выше. Данное обстоятельство при расчетах на фильтрационных моделях приводит к выводу о целесообразности бурения максимально длинных ГС, тогда как фактический опыт указывает на обратное: существуют технико-экономические ограничения длины открытого ствола ГС, которая составляет 500 м (±200 м). Причиной этого является то, что фактически приток флюида из пласта в горизонтальную скважину происходит с разной интенсивностью по мере удаленности от начала горизонтального ствола. Это подтверждается результатами промыслово-геофизических исследований (ПГИ) на месторождении и данными из разных литературных источников [2-6]. В связи с этим в работе особое внимание уделено оценке интенсивности притока по стволу скважины.

.

1. Характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении и участке недр

Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Туруханском районе, в пределах Северо-Ванкорского лицензионного участка, на территории Дудинского района Таймырского муниципального района Красноярского края. Ближайший населенный пункт г. Игарка находится в 140 км, а районный центр п. Туруханск - в 300 км к юго-западу от месторождения (Ошибка! Источник ссылки не найден.).

Район относится к слабо населённым с плотностью населения менее 1 человека на кв.км. В г. Игарка имеется речной порт и аэропорт, который способен принимать тяжёлые самолёты.

Постоянная дорожная сеть в районе месторождения и на прилегающих территорияхотсутствует. Необходимые материалы и оборудование в г. Игарка завозятся водным путём по р. Енисей. Общая протяженность водной магистрали Красноярск-Игарка - 1747 км. На площадь Ванкорского месторождения основной объём грузов может завозиться только зимой, после достаточного промерзания болот, когда начинают функционировать временные зимние дороги (зимники). Расстояние по зимнику от г. Игарка до площади месторождения в среднем 150 км.

Ближайшие месторождения, находящиеся в промышленной эксплуатации: Мессояхское, Южно- и Северо-Соленинское, расположены в 160-180 км на северо-западе от Ванкорского. Месторождения связаны газопроводом с г. Норильском и конденсатопроводом с г. Дудинкой, где имеется цех по переработке конденсата. В 200 км к юго-западу от Ванкорского месторождения находится Заполярное месторождение, на котором расположена ближайшая точка магистрального газопровода системы «Трансгаза».

Рисунок 1. Местонахождение месторождения

.2 Краткая геологическая характеристика

В тектоническом отношении месторождение расположено в пределах Большехетской структурной мегатеррассы, в составе которого выделяются Сузунское и Лодочное валообразные поднятия. Ванкорское поднятие представляет собой изотермическую структуру, вытянутую с юга на север.

В геологическом строении Ванкорского месторождения принимают участие метаморфические образования архейско-среднепротерозойского возраста, осадочные образования ранне-средне-позднепалеозойского и мезозойско-кайнозойского возраста.

Нефтегазоносность Ванкорского месторождения связана с долганским, яковлевским, суходудинским и нижнехетским уровнями. Месторождение является многозалежным, на Государственном балансе на 01.01.2008 г. числятся три газовые залежи - Дл-I-III, Як-I и Як-II, приуроченные к долганской и яковлевской свитам, две нефтяные залежи - Сд-IX и НХ-I, приуроченные к суходудинской и нижнехетской свитам, газонефтяная залежь - Як-III-VII и нефтегазоконденсатная залежь НХ-III-IV, приуроченные к яковлевской и нижнехетской свитам. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов представлены в Табл. 1.

Табл. 1 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

1.3 Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов

Залежь пластов Дл-I-III газоносная, пластовая, сводовая, литологически экранированная. Пласт представлен песчаниками и алевролитами, характеризуется высокой расчлененностью и неоднородностью. Размеры залежи 32‚5х10,5 км, высота - 59 м.

Керн изучен по девяти скважинам, Выполнено 135 определений пористости и 111 определений проницаемости. Коэффициенты остаточной водонасыщенности не определялись.

Во всех скважинах проводился стандартный комплекс ГИС, включающий в себя методы ПС, КС (градиент- и потенциал-зонды), РЕЗ (резистивиметрия), ТМ (термометрии). Для оценки технического состояния скважин и качества цементирования обсадных колонн выполнялись замеры инклинометрии, ОЦК (отбивка цементного кольца), АКЦ (акустическая цементометрия), СГДТ (скважинная гамма-дефектометрия и толщинометрия).

Залежь пласта Як-I газоносная, пластовая, сводовая. Сложен алевропесчаниками и алевролитамн Размеры залежи б‚5х4 км, высота 16 м.

Залежь пласта Як- II контролируется северным и южном куполами. Залежь северного купола - газовая, пластовая, саодовал, имеет размеры 7,5х4 км, высота - 18 м. Залежь южного купола - газовая, пластовая, сведения, шштологически зкрвнированная, в восточной и западной частях (в районе расположения скважин Вн-4/6, 7, 142, 119) ограничена зонами глинизации. Размеры залежи - 14х4 км, высота - 40 м. Коллектор представлен песчаниками и алевролитами.

Залежь пластов Як- III- VII газонефтяная, массивная, сводопая. Размер залежи 31х17 км, высота нефтенасыщенной части залежи - 46,6 м, газонасыщенной -25 м. Коллектор представлен песчаниками и шевролитами.

По пластам яковлевского уровня керн отобран из 16 скважин. Изучено 260 образцов на пористость, 225 - на проницаемость и 56 - на остаточную водонасыщенность (6 скважин). Коэффициент вытеснения нефти водой определен по 39 образцам и равен 0,528 д.ед., нефти газом - по одному образцу и равен 0,384 дед.

Залежь пласта Сд-IХ нефтяная, массивная, сводовал. Размеры залежи 6х4 км, высота - 25 м, представлена прослоями песчаников и алевролитов.

Керн отобран из одной скважины. ФЕС по керну не определялись и приняты по ГИС Коэффициент вытеснения принят по аналогии с Сузунским и Тагульским месторождениями и равен 0,494 д.ед.

Залежь пласта НХ-I нефтяных, пластовая, оводовая, литологически экранированная‘ В восточной части залежи, в районе скважины СВн-2‚ залежь ограничена зоной глинизации, шириной около 5 км, Размеры залежи 34х15 км, высота 115 м. Пласт представлен прослоями песчаников и алевролитов.

Запежь пластов НХ-III-IV нефтетоконденсвтная, пластовал, сводовая. Размеры залежи 31х14 км, высота нофтенасыщенной части залежи - 44 м, газонасыщенной - 50 м‹ Литологический состав пород-коллекторов представлен песчаниками и алевролитами,

По пластам нижнехетского уровня керн отобран из 10 скважин. Изучено 275 образцов на пористость, 217 _ на проницаемость и 103 7 на остаточную водонасышенность (6 скважин). Коэффициент вытеснения нефти водой определен по 55 образцам и равен 0,436 д.ед‚ (по НХ-I) и 0,518 д.ед. (по НХ-III-IV), нефти газом - по 18 образццм и равен 0,483 дед. при смешивающимся вытеснении 0,67-0‚84 дед.

Физика-химическая характеристика пластовых флюидов изучена по данным 52 поверхностных и 44 глубинных проб нефти при однократном разгазировании, Нефти пластов малосернистые, парафинистые, малосмолистые.

2. Горизонтальные скважины

.1 Горизонтальные скважины и их применение

Горизонтальные скважины имеют длительную историю применения во многих нефтегазодобывающих провинциях мира и России. В России с 1947 (65-летний период) было пробурено около 3000 горизонтальных скважин. Текущий темп бурения составляет приблизительно 300 скважин в год.

В первое время сообщалось о впечатляющем увеличении добычи, в 10-20 раз по сравнению с добычей из вертикальных скважин. О меньших коэффициентах увеличения сообщается в последнее время из Татарстана, в 1,3-1,6 раз в пластах, сложенных известняком и в 1,5-3,5 раз в пластах, сложенных песчаником, но в одном случае в Западной Сибири сообщается о коэффициенте увеличения добычи в 10+ раз. На месторождениях тяжелой нефти дебит увеличивается в 5-10 раз. Успешно испытано бурение на депрессии с использованием смеси нефти-азота в качестве бурового раствора. Добыча из горизонтальных скважин, пробуренных на таком растворе на репрессии, увеличивается в 4 раза.

Рисунок 3: Карта Российской Федерации с обозначением некоторых центров нефтяной промышленности

Первые горизонтальные скважины (ГС) появились в России в 1947 г. Их пробурили на Ишимбайском месторождении в Башкирии (столица Уфа, см. карту на Рис. 3) под руководством А.М.Григоряна и В.А.Брагина. Позже разветвленно-горизонтальные скважины (РГС) бурили в Башкирии в 1952-53 гг. на Карташевском нефтяном месторождении НГДУ «Ишимбайнефть». Скважины 65/45 и 66/45 имели соответственно 8 и 10 дополнительных ответвлений, пробуренных до глубины около 600м с максимальным горизонтальным смещением 224м (Библ. 1 и 2 и Рис. 3 и 4). Технология бурения горизонтальных и многоствольных скважин была внедрена в Закарпатье (нынешняя Украина) и Краснодарском крае; объектами бурения были песчано-глинистые последовательности; мощность залежей превышала 40м на глубинах менее 2000м. Большая часть скважин была пробурена на истощенных месторождениях со средними дебитами по нефти меньше 10 т/сут. Полученные дебиты более чем в 20 раз превышали дебиты соседних вертикальных скважин. Лучшие результаты были достигнуты в «Бориславнефти» (Закарпатье, Украина), где 4 горизонтально-разветвленные буровые скважины удвоили дебит по нефти, и в «Черноморнефти» (Южно-Кайрская площадь), на месторождении высоковязкой нефти, где 3 горизонтально-разветвленные скважины дали до 300 т/сут., в то время как из 11 вертикальных скважин получили около 110 т/сут [7].

Рисунок 5: Вертикальный разрез первой в мире разветвленно-горизонтальной скважины, месторождение ООО «Ишимбайнефть», Башкортостан

Рисунок 4: Вид сверху первой в мире разветвленно-горизонтальной скважины, месторождение ООО «Ишимбайнефть», Башкортостан

Другой пример применения ГС в этот период - использование горизонтальных скважин в системе шахтных стволов на Ярегском месторождении вязкой нефти недалеко от г.Ухта, Республика Коми. Добыча началась из вертикальных скважин, затем из наклонных скважин, и с 1971 г. начали закачку пара в горизонтальные нагнетательные скважины, в то время как нефть добывают из шахтного ствола (Рис. 5). [8]

Рисунок 6: Подземные работы на Ярегском месторождении, Республика Коми, Россия

В 1964 г. Борисов и соавторы представили следующую корреляцию для коэффициента продуктивности горизонтальной скважины в изотропном коллекторе. [9]

 (1).

В течение двадцати лет эта корреляция наиболее обычно использовалась в России. В дальнейшем корреляция была дополнена Джоши (Joshi), где он включил влияние анизотропии в 1988 г.[10], и Ренару и Дюпуи (Renard and Dupuy) в 1990 г. [11]

Технология, использовавшаяся в вышеупомянутых случаях, не давала возможности ориентировать бурение скважины, что приводило к недостаточной точности в достижении объекта бурения. Скважины были обсажены перфорированными хвостовиками. «Грознефтегеофизика» разработала инклинометры, которые могли измерять отклонения буровой скважины в диапазоне 30o - 105o и были испытаны в скважинах до 160м длиной при толщине пласта менее 2м. Григорян, Лепешинский и Михайлов разработали каротажные приборы, устанавливаемые в составе компоновки низа бурильной колонны (КНБК), что позволило измерять ориентацию ствола скважины и пластовые параметры. Опыт в использовании данной технологии позволил увеличить дебиты горизонтальных скважин в 2-20 раз по сравнению с соседними вертикальными скважинами. В 1950-1970 гг. в СССР было пробурено около 80 горизонтальных и многозабойных скважин.

Вслед за этими начальными достижениями, в 1972-1976 гг. 7 ГС были пробурены на турнейские отложения на месторождениях Сиреневское и Тавельское в Татарстане (столица г.Казань), [12, 13]. В течение 1978-1980 гг. были пробурены 3 скважины со схождением забоев (использование системы «Паук») и одной ГС [14]. Применение местной технологии в бурении в береговом секторе месторождения Одопту на острове Сахалин в 1971-73гг., позволило пробурить несколько ГС, включая скважину с рекордным горизонтальным смещением 2345м; ее измеренная конечная глубина равна 3406м.

В конце 1970-ых гг. интерес к горизонтальным скважинам, стимулируемый ценой на нефть $35/баррель, принял международный характер, и крупнейшие сервисные компании начали предоставлять системы бурения, возможность проведения каротажа и инклинометрии. В то же самое время возможность моделировать и прогнозировать поведение ГС улучшилась [15]. В 1987 г. в СССР добыча снижалась, и правительство страны приняло решение начать систематическую программ «Горизонт», чтобы внедрить горизонтальные скважины в разработку месторождений газа и нефти. Первая ГС в Западной Сибири, пробуренная на Салымском месторождении в 1986г., имела длину ствола 376м [16]. Опорную скважину пробурили на Самотлорском месторождении примерно в то же время. Разработка месторождения с использованием горизонтальных скважин становилась успешной, и к 1990 г. была одобрена Центральной комиссией по разработке (ЦКР) для применения в Башкирии, Удмуртии, Татарстане, Тюменской области и Якутии.

Согласно протоколам совещания по разработке с помощью технологии горизонтального бурения, к началу 1990-ых гг. было пробурено 126 горизонтальных скважин, но из них только третья часть была в удовлетворительном состоянии.

Опыт по бурению и эксплуатации ГС показывает, что для достижения высокой эффективности ГС (увеличения дебита в 2-10 раз по сравнению с сопоставимыми вертикальными скважинами), требуется не только учитывать особые геологические и эксплуатационные характеристики пласта, но также и применять эффективные методы бурения и вскрытия пласта. Проблему достижения и увеличения продуктивности ГС можно решить с использованием недавно разработанных технологий, например, бурения на депрессии, бурения с большим отходом от вертикали и применения методов гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах. Планы разработки месторождения при представлении в ЦКР РФ теперь должны включать вариант с применением бурения ГС.

Увеличения охвата пласта

Горизонтальные скважины, безусловно, могут рассматриваться как один из инструментов увеличения охвата пласта воздействием, поскольку имеют значительную протяженность стволов в продуктивном пласте и обеспечивают значительно более существенный контакт с пластом, чем вертикальные скважины. За счет использования горизонтальных скважин, в значительной мере, может быть увеличен коэффициент охвата пласта в залежах с газовыми шапками и подошвенной водой, а также в карбонатных пластах с системой естественных трещин. В залежах с обширными газонефтяными и водонефтяными зонами эффект от применения горизонтальных скважин определяется не только «геометрическим фактором» (охватом горизонтального ствола значительных площадей залежи), но и еще возможностью существенно уменьшить проявление водяных и газовых конусов за счет снижения депрессии на пласт. Тем самым, наряду с улучшением текущих показателей добычи (уменьшение обводненности скважин и газовых факторов), повышается выработка запасов нефти пласта, особенно в его приконтактных зонах. Повышение охвата пласта за счет использования горизонтальных скважин в карбонатных трещиноватых коллекторах достигается за счет обеспечения большего контакта основных фильтрационных каналов пласта - трещин со стенками скважин. При рациональных технологических режимах эксплуатации скважин это позволяет вовлечь в дренирование больший объем пласта. И наконец, за счет горизонтальных скважин возможно вовлечение в разработку низкопродуктивных зон пластов, которые оказываются по экономическим причинам не привлекательными для эксплуатации вертикальными скважинами.

Количество ежегодно вводимых в эксплуатацию в России горизонтальных скважин неуклонно растет (Рис.6) и в 2007 году оно достигло значений около 400 ед. Годовая добыча по введенным в 2007 г. горизонтальным скважинам составила больше 4 млн.т нефти. Горизонтальные скважины используются на различных по своим характеристикам месторождений и для решения разнообразных задач, в том числе и для указанных выше проблем повышения охвата пласта воздействием. Применяются как одиночные горизонтальные скважины на участках, разбуренных вертикальными и наклонно-направленными скважинами, так и системы горизонтальных скважин.

Рисунок 7. Ввод горизонтальных скважин по годам

Результаты бурения горизонтальных скважин наглядно демонстрируют возможности увеличения охвата пласта за счет их применения. Кроме того, довольно эффективно используются боковые стволы с горизонтальным окончанием. В тоже время, горизонтальные скважины не могут рассматриваться как «панацея» для всех без исключения случаев и месторождений. Имеются также отдельные примеры невысокой эффективности горизонтальных скважин вследствие различных причин: не учет геологического строения пласта и его неоднородности, значительной интерференции скважин c дренированием удельных объемов соседних скважин и т.д. Поэтому, возможность применения горизонтальных скважин в каждом конкретном случае должна обосновываться технико-экономическими расчетами показателей разработки месторождения или отдельных его залежей и блоков.

3. Постановка задачи исследования

Цель исследования - достижения максимальных технико-экономических показателей разработки месторождения с помощью эксплуатации горизонтальных скважин и оптимизации длины их ствола. В работе рассмотрена методика расчета коэффициента продуктивности ГС, учитывающая потери давления по стволу скважины.

В работе рассмотрены результаты бурения горизонтальных скважин и проведение ПГИ исследований Ванкорского месторождения, которые наглядно демонстрируют возможности увеличения охвата пласта за счет применения ГС. Несмотря на увеличение охвата пласта, горизонтальные скважины не могут рассматриваться как «панацея» для всех без исключения случаев и месторождений. Результаты ПГИ исследований демонстрируют невысокую эффективность работы всего горизонтального участка скважины, ввиду притока в пятке ствола и не рабочей зоне в носке. Поэтому, возможность применения горизонтальных скважин в каждом конкретном случае должна обосновываться технико-экономическими расчетами показателей разработки месторождения или отдельных его залежей и блоков.

4.      Оценка и обоснование длины горизонтальной части ствола скважины

4.1    Прибор для оценки сложного многофазного потока в горизонтальных скважинах

Рисунок 8. Проекция ствола скважины

Прибор FloScan Imager (FSI) создан для оценки сложного многофазного потока в горизонтальных скважинах и скважинах с углом отклонения от вертикали >30 градусов. Он состоит из двух выдвижных лап с датчиками, расположенными в вертикальной плоскости сечения ствола скважины. На одной лапе располагаются 5 механических расходомеров, которые измеряют профиль скорости течения флюида, а на другой - две группы из 6 электрических и 6 оптических датчиков, определяющих фазовое содержание воды и газа в скважинном потоке. Небольшая длина прибора позволяет проводить исследования даже в скважинах, имеющих высокую степень искривления ствола. В рабочем состоянии прибор децентрирован и расположен на нижней стенке скважины, а его лапы находятся в плоскости, перпендикулярной плоскости горизонта.

Методика обнаружения наличия воды в скважинном флюиде, применяемая в приборе FSI, основана на замерах электрического сопротивления, выполняемых шестью миниатюрными датчиками. При попадании газа или нефти в поток воды или капель воды в поток УВ каждый датчик генерирует сигнал, подобный двоичному. Пороговые значения устанавливаются таким образом, чтобы можно было дифференцировать воду от УВ фазы (Rсигнала > Rпорогового значения > Rводы). Поэтому замеренные максимальное и минимальное значения сигнала сопротивления позволяют прибору различать присутствующие в потоке УВ (нефть или газ) и водную фазу. В отличие от воды, нефть и газ не проводят электрический ток. По этому принципу процентное содержание воды в скважинном потоке определяется каждым датчиком, как отношение суммарного времени сигнала "от воды" к общему времени проведения измерения T:

Yводы = (Σtводы)/T

Главное преимущество данной методики состоит в том, что она позволяет получать процентное содержание воды в скважинном потоке независимо от свойств флюида, а также без необходимости калибровки датчиков прибора, что выгодно отличает его от традиционных приборов, требующих точной калибровки в воде и нефти непосредственно перед началом каждой работы. Более того, замеры количества пузырьков в потоке, то есть числа непроводящих событий, зарегистрированных в течение всего периода измерения, можно использовать для точной локализации интервала поступления флюида в скважину, что традиционными приборами до сих пор сделать не удавалось в виду их недостаточной точности.

Построенный таким образом профиль замеров процентного содержания воды в области вертикального сечения ствола скважины дает точную картину режима потока в скважине. Однако, поскольку низкочастотные датчики сопротивления могут отличить только воду от УВ, то для регистрации газа прибор снабжен также оптическими анализаторами.

Обнаружение газа в потоке прибором FloScan Imager проводится с помощью шести оптических датчиков, регистрирующих показатель преломления света в разных типах флюида. Обычно показатель преломления для газа близок к 1, для воды - 1.35, для нефти - около 1.5. Поскольку показатели преломления для воды и нефти близки, оптические датчики используются для выделения газовой фазы в общем потоке жидкости. Точно также, как в электрических датчиках, показания оптических датчиков для газа и жидкости сильно отличаются между собой. Точно также устанавливаются пороговые значения для определения присутствия газа в потоке жидкости (сигнал > пороговое значение > газ). Расчет процентного содержания газа в потоке ведется следующим образом:

Yгаза = tгаза/(tгаза+tжидк.),

где tгаза и tжидк. - значения общего времени пребывания датчика в среде газа и жидкости, соответственно. Из показаний прибора можно получить также счет пузырьков газа, который можно использовать для локализации интервала входа (первого вступления) газа в скважину. Также как в случае с электрическими датчиками, преимущество использования оптических датчиков состоит в том, что они не требуют точной калибровки для работы в жидкости или газе, поскольку при замерах генерируют квази-двоичный сигнал.

Более того, полевые испытания показали, что замеры оптическими датчиками позволяют при благоприятных условиях дифференцировать нефть и воду.

Скорость потока жидкости вдоль профиля скважины определяется с помощью пяти механических минирасходомеров, расположенных вдоль лапы прибора по направлению вертикального диаметра ствола скважины. Такое расположение позволяет легко регистрировать даже резкое изменение профиля скоростей потока, что раньше было невозможно при использовании приборов с центрированной в скважине точкой записи.

В процессе полевых испытаний данная компоновка из пяти минирасходомеров, применяемых в приборе FSI показала высокую эффективность и возможность регистрировать поток жидкости в скважине, текущий в обратном направлении (эффект рециркуляции). Помимо этого, для определения точного положения прибора в разрезе скважины дополнительно выполняются измерения диаметра колонны и относительного азимута. При необходимости, лапы прибора могут открываться и закрываться гидравлическим приводом, одновременно выполняя стационарные измерения для более точной регистрации границы раздела фазовых составляющих потока в скважине.

4.2    Оценка интенсивности притока в горизонтальную скважину

Для целей проектирования разработки месторождений в качестве основного инструмента принятия решений используется гидродинамическое моделирование. Необходимо учитывать, что при определении оптимальной длины горизонтальной скважины при многовариантных расчетах на ГДМ интенсивность притока по стволу скважины (рисунок 9) зависит от фильтрационных свойств перфорированных ячеек. В случае однородного пласта (равной проницаемости) интенсивность притока будет одинаковой во всех ячейках в момент запуска скважины. А в случае неоднородного пласта (реальные условия) интенсивность притока неодинакова во всех ячейках в момент запуска (рисунок 10 и рисунок 11) и остановки скважины (рис. 12).

Рисунок 9. Проекция ствола скважины

Рисунок 12. Замер в остановленной скважине.

По результатам проведенного анализа ПГИ и обзора литературы отмечено, что приток флюида по горизонтальному стволу работающих скважин зависит от удаления интервала притока от точки входа ГС. Для изучения этого вопроса проанализированы результаты ПГИ скважин Х1 и Х2 участка опытно-промышленных работ, пробуренных на пласты А месторождения Х и результаты исследований скважин Y1 и Y2 соседнего разрабатываемого месторождения (рисунок 8).

На рисунке приведен удельный дебит жидкости вдоль ствола скважины отнесенный к проницаемости пересчитанный из интервальных притоков, замеренных при ПГИ в сопоставлении с проницаемостью. Значения проницаемости по скважинам Х2, Y1, Y2 получены из гидродинамической модели, по скважине Х1 проницаемость пересчитана из значений пористости, рассчитанной по плотностному каротажу.

Имеющиеся результаты замеров забойного давления по стволу скважины во время проведения ПГИ представлены на рисунках ниже. Хотелось бы заметить, что данные исследования были проведены на разных режимах и на разных скважинах для уточнения понимания возможности вовлечения в работу полностью всех интервалов. Рисунки наглядно демонстрируют, что величина рабочего интервала прямо зависит от депрессии, но интенсивность работы при этом не сильно высокая ввиду высокой депрессии в пятке и основного притока в данной зоне, полученные результаты ПГИ подтверждают данные утверждения.

Рисунок 13. Замер забойного давления в горизонтальной секции. (скв1)

Рисунок 14. Замер забойного давления в горизонтальной секции. (скв2)

Рисунок 15. Замер забойного давления в горизонтальной секции. (скв3)

Рисунок 16. Замер забойного давления в горизонтальной секции. (скв4)

Анализ результатов ПГИ указывает на то, что во всех случаях наибольшие удельные дебиты жидкости приходятся на первые 100-200 м ствола, где значения проницаемости не высокие. Что также наглядно отображается при сопоставлении удельных дебитов жидкости вдоль ствола скважины на рисунке 19.

Рисунок 17. Результаты ПГИ в сопоставлении с проницаемостью по стволу скважин Х1 и Х2

Рисунок 18. Результаты ПГИ в сопоставлении с проницаемостью по стволу скважин Y1 и Y2

Рисунок 19. Сопоставление результатов ПГИ в ГС

Интервалы скважин с повышенными значениями проницаемости приурочены к середине или носку скважин и именно на этих участках ожидаемы более высокие притоки. Сопоставление средних показателей (притока по стволу и проницаемости) по четырем скважинам приведено на рисунке 20.

Рисунок 20. Сопоставление удельного дебита жидкости и проницаемости по стволу горизонтальной скважины, в среднем по четырем ПГИ

К физике процесса, обуславливающего расхождение удельных притоков и проницаемости с увеличением длины горизонтальной скважины, следует отнести потери энергии основного потока при одновременном притоке из отверстий хвостовика и на преодоление местных гидравлических сопротивлений (например, уменьшение эффективного радиуса скважины за счет осаждения песка в стволе или скопления газа). Потерю давления на трение авторы не рассматривают как возможную причину снижения притока в ствол скважины, поскольку вес ее не значителен, что было показано в работе [17], хотя в некоторых работах и аналитических методиках потерями давления на трение обосновывается оптимальная длина ГС [18].

Также необходимо затронуть вопрос, возникающий у некоторых специалистов, касающийся возможного движения флюида по заколонному пространству, поскольку все рассматриваемые скважины заканчивались хвостовиком без цементирования. В качестве ответа были проанализированы дополнительные результаты ПГИ, где было получено отсутствие притоков на участках неколлекторов в пятке горизонтального ствола, а также в случае наличия суперколлектора (проницаемость больше более чем на порядок) в интервалах в середине или в носке ГС отмечается основной приток в ствол именно с этих участков [19]. Что не было бы возможно при доминировании движения жидкости по заколонке и это указывает на корректность результатов исследований.

Из приведенных выше данных следует, что профиль притока по стволу скважины по результатам инструментальных замеров и расчетам на гидродинамической модели существенно отличается. Поэтому для последующих прогнозных расчетов необходимо заложить результаты ПГИ в ГДМ и настроиться на полученный усредненный профиль дебита жидкости по четырем скважинам.

Методики расчета продуктивности горизонтальной скважины

Существуют различные математические модели для расчета притока флюида из пласта к горизонтальной скважине, учитывающие форму площади дренирования скважины: методы Борисова, Жижье, Джоши, Ренарда и Дупье. Основным их различием является входящий в формулу расчета компонент, отражающий приток пластового флюида к скважине в горизонтальной плоскости. Исходя из этого наиболее точной формулой для определения продуктивности ГС является формула Джоши, которая с помощью коэффициента анизотропии проницаемости учитывает приток пластового флюида к скважине в вертикальной плоскости.

Потери давления в горизонтальной скважине

Использование существующих формул для расчета притока пластового флюида к горизонтальной скважине позволяет сделать вывод, что при большей длине горизонтального ствола скважины ожидаются более высокие дебиты и соответственно прибыль организации. Однако это утверждение является неверным, так как данные аналитические решения не учитывают потери давления в ГС. Для их расчета необходимо представить горизонтальный участок скважины в виде горизонтальной трубы. Следовательно, потери давления могут быть рассчитаны с использованием уравнения энергетического баланса

, где , ,  - потери давления соответственно на преодоление потенциальной, кинетической энергии и трения.

Потерями давления на преодоление потенциальной энергии в ГС можно пренебречь, так как при фильтрации пластового флюида в горизонтальном направлении в горизонтальной скважине эти потери несущественны по сравнению с потерями в вертикальные скважины.

Потери давления на преодоление кинетической энергии в ГС возникают в результате притока флюида по нормали из пласта к линейному потоку флюида в горизонтальной части скважины. Данное явление приводит также к завихрениям и турбулентному течению флюида в горизонтальной скважине.

Потери давления на трение в ГС образуются в результате трения пластового флюида о стенки скважины в момент его течения по ее стволу. Эти потери давления зависят от длины горизонтального ствола, диаметра скважины (хвостовика), скорости течения пластового флюида в скважине, шероховатости ее внутренней поверхности, плотности флюида, режима течения флюида в пласте. Для обеспечения наибольшей эффективности работы ГС необходимо оптимизировать длину горизонтального участка с учетом потерь давления на трение.

Методика расчета оптимальной длины горизонтальной скважины

Приведенные аналитические модели для расчета коэффициента продуктивности горизонтальных скважин просты в применении и широко используются в отрасли. Однако они дают завышенную оценку продуктивности скважины без учета потерь давления на трение по стволу. Доля потерь давления на трение возрастает с увеличением длины ГС и становится значительной в скважинах малого диаметра в высокопроницаемых пластах.

В ходе работы была предложена методика оптимизации длины горизонтальной скважины, учитывающая потери давления на трение в ее стволе. Данная методика состоит из двух частей:

) аналитический расчет оптимальной длины горизонтальной скважины в зависимости от дебита и потерь давления на трение;

) аналитический расчет в зависимости от экономической эффективности проекта.

Аналитический расчет оптимальной длины горизонтальной скважины в зависимости от дебита и потерь давления на трение. Алгоритм данного расчета представлен на рис. 11.

Рисунок 11. Алгоритм расчета оптимальной длины горизонтальной скважины в зависимости от дебита и потерь давления на трение

На первом этапе необходимо оценить площадь дренирования горизонтальной скважины. Для этого примем, что площадь дренирования представлена в виде эллипса. Затем необходимо определить половину длины основной оси эллипса a, далее рассчитать коэффициент анизотропии проницаемости.

Для определения дебита горизонтальной скважины без учета потерь давления на трение Q используется модель Джоши - Экономидеса для установившегося притока, так как она учитывает коэффициент анизотропии проницаемости:

 (2).

Затем необходимо учесть гидравлическое сопротивление потока Rs, которое зависит от свойств флюида, движущегося в скважине, и ее параметров, для корректного расчета дебита ГС. Для определения продуктивности горизонтальной скважины были приняты следующие допущения: установившийся режим течения однофазного флюида в скважине; горизонтальная скважина работает с открытым забоем; радиальным притоком около «носка» горизонтальной скважины можно пренебречь; ГС пробурена параллельно границе постоянного давления.

Исходя их этих допущений приток флюида из пласта к скважине можно определить по формуле:

 (3),

где Js(x) - коэффициент продуктивности скважины на единицу длины горизонтальной секции, м3/(сут⋅атм); pw(x) - изменение давления на расстояние x горизонтальной части скважины за счет потерь давления на трение, атм.

Коэффициент продуктивности на единицу длины ГС является постоянным и зависит от геометрии скважины, свойств пласта (проницаемости) и режима течения флюида (радиальный или сферический). Зависимость между градиентом давления в скважине и ее фактическим дебитом в каждой точке горизонтальной части может быть описана уравнением Диккена:

 (4).

Решением уравнения (4) является выражение для расчета дебита горизонтальной скважины с учетом гидравлического сопротивления потока Rs:

 (5).

Скорость движения потока в горизонтальной скважине увеличивается от «носка» к «пятке», что создает турбулентный режим течения флюида. С увеличением дебита и длины горизонтальной части возрастают потери давления на трение в скважине.

Коэффициент трения f зависит от числа Рейнольдса Re и эффективной шероховатости стенок скважины.

Потери давления на трения рассчитываются с учетом длины горизонтального ствола скважины по формуле:

 (6).

Зная потери давления на трение в горизонтальной части скважин и дебит с учетом гидравлического сопротивления потока, можно определить истинное значение коэффициента продуктивности скважины:

 (7).

Последним этапом данного аналитического расчета является построение зависимости дебита от длины горизонтального ствола скважины (рис. 21). Из рис. 21 видно, что потери давления на трение в горизонтальном стволе возрастают с увеличением его длины. При этом дебит изменяется незначительно после достижения определенной длины горизонтального ствола скважины. Следовательно, эти значения длины не влияют на дальнейшие расчеты. Из оставшегося диапазона длины необходимо определить оптимальную длину ГС с помощью оценки экономической эффективности бурения горизонтальной скважины различной длины.

Результаты используемой методики представлены ниже на рисунке 12. Результаты показывают, что для данного месторождения длина горизонтального ствола в 500 метров является оптимальной. При увеличении длины горизонтального участка происходят потери на трение внутри ствола, ввиду чего не наблюдается прирост.

Рисунок 21. Зависимость дебита от длины горизонтального ствола скважины месторождения Х

Пример аналитического расчета зависимости продуктивности и потерь давления на трение:

Шаг 1. Горизонтальная площадь дренирования.

Радиус контура питания в вертикальной проекции в скважине:

 (1.1)

Радиус контура питания в горизонтальной проекции в скважине принимаем равным 100 м:

 (1.2)

Большая полуось эллипса дренирования (Половина стороны основной оси зоны дренирования (эллипс)):

 (1.3)

Шаг 2. Коэффициент (параметр) анизотропии.

 (1.4)

 (1.5)

 (1.6)

Шаг 3. Расчет дебита без учета потерь на трение.

 (1.6)

Шаг 4. Расчет коэффициента сопротивления потока.

 (1.7)

Шаг 5. Расчет дебита с учетом коэффициента сопротивления потока.

 (1.8)

 (1.9

 (1.10)

Шаг 6. Расчет числа Рейнольдса.

 (1.11)

 (1.12)

Шаг 7. Расчет потерь давления на трение.

 (1.13)

 (1.14)

 (1.15)

Шаг 8. Расчет потерь давления на аккумуляцию флюида в стволе скважины.

 (1.16)

Шаг 9. Расчет потерь давления на изменение кинетической энергии потока.

 (1.17)

Шаг 10. Расчет индекса продуктивности

 (1.18)

 (1.19)

5. Финансовый менеджемент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение

«Роснефть» - российская нефтегазовая компания, 69,5% акций которой принадлежит государству. Является крупнейшей в мире публичной компанией по объёму добычи нефти.

ЗАО «Ванкорнефть», дочернее предприятие ОАО «НК «Роснефть», образовано в 2004г. для освоения Ванкорского нефтегазоконденсатного месторождения - крупнейшего из месторождений, открытых и введенных в эксплуатацию в России за последние двадцать пять лет. Месторождение расположено на севере Восточной Сибири в Туруханском районе Красноярского края в 142 км от г. Игарка. Его площадь составляет 416,5 кв. км. Начальные извлекаемые запасы Ванкорского месторождения по состоянию на 1 января 2014 г. составляют 500 млн. тонн нефти и конденсата, 182 млрд. кубометров газа (природный + растворенный).

В 2013г. на Ванкоре добыто 21,4 миллиона тонн нефти и газового конденсата, что превышает прошлогодний результат на 17%. Сегодня суточная добыча (по состоянию на 01.01.2014г.) на 9 % больше по сравнению с тем же периодом 2013г. - более 60 тысяч тонн. Благодаря применяемым технологическим решениям, коэффициент извлечения нефти на Ванкоре - один из самых высоких в России. Месторождение разбуривается нагнетательными наклонно-направленными и добывающими скважинами с горизонтальным окончанием, что обеспечивает высокие дебиты. Процесс нефтедобычи полностью автоматизирован.

Правительство Российской Федерации в 2009 году приняло решение установить целевой показатель сжигания ПНГ на 2012 год и последующие годы в размере не более 5% объема, добытого ПНГ.

За несоблюдение норм предусматриваются штрафные санкции. Например, размер платы за выбросы вредных веществ в атмосферу при сжигании ПНГ путем применения повышающих коэффициентов составил: в 2013 г. - 12 раз, с 2014 г. - 25 раз. Поэтому в 2009 году компанией Роснефть было принято решение о строительстве газокомпрессорной станции и газопровода от месторождения A до установки комплексной подготовки газа на месторождении B. Данное решение было обусловлено тем, что месторождении B находится на третьей стадии разработки и объемы попутного нефтяного газа с месторождения А обеспечат полную загрузку УКПГ до его полного истощения месторождения.

Поэтому был произведен расчет финансовый привлекательности строительства газокомпрессорной станции на месторождении A и газопровода A-В по утилизации попутного нефтяного газа.

Омский завод трубной изоляции был выбран подрядчиком и исполнителем работ по прокладке газопровода. В таблице приведены цены работ по строительству для двух участков газопровода. Первый участок газопровода длиною 77 км и диаметром 273 мм, второй участок длиною 129 км и диаметром 325 мм. Из имеющейся информации о добычи была рассчитана загрузка газопровода в будущем, а также были оценены приблизительные капитальные затраты на строительство газопровода, покупку шести компрессоров рассчитанных на полный срок службы рассматриваемого проекта.

Показатели экономического расчета приведены ниже в таблице.

Таблица 5.1 - Показатели экономического расчета

В работе рассмотрены два варианта реализации попутного нефтяного газа. Первый вариант расчета посвящен поставкам газа на внутренний рынок (рисунок 13) по цене 5 рублей за 1 м3, а второй вариант - экспорт сырья при начальной цене в 342$ (рисунок 14). Оба варианта показали рентабельность строительства ГКС и газопровода. Вариант с реализацией продукта на экспорт видится предпочтительнее (рисунок 15). Проблема утилизации ПНГ решена.

Таблица 5.2 - Расчет привлекательности проекта при продаже газа на внутренний рынок

Таблица 5.3 - Расчет привлекательности проекта при продаже газа на внешний рынок

Рисунок 22. привлекательность проекта при продаже газа на внутренний рынок

Рисунок 23. привлекательность проекта при продаже газа на внешний рынок

Рисунок 24. Сравнение привлекательности проекта при продаже газа на разные виды рынков

6. Социальная ответственность

При разработке низкопроницаемых коллекторов все большее применение находят технологии, связанные с методом строительства горизонтальных скважин в сводовой части для увеличения контура дренирования, а также способа разработки залежей с трудно извлекаемыми запасами нефти. В связи с этим возникает необходимость оценки результатов применения данной технологии на процессе извлечения нефти.

Рабочей зоной инженера по строительству скважины является куст, скважина. Основной деятельностью инженера является поддержание правильного режима закачки жидкости для бурения, контроль параметров жидкости; разборка, ремонт и сборка оборудования КНБК; обработка паром высокого давления подземного и наземного оборудования скважин и выкидных линий в зимний период;

Работа на кусте ведется круглый год, несмотря на экстремальные погодные условия.

Профессиональная социальная безопасность

Для целостного представления об источниках вредностей и опасностей и всех основных выявленных вредных и опасных факторах на рабочем месте, ниже представлена таблица 13 «Основные элементы производственного процесса, формирующие опасные и вредные факторы при строительстве скважин».

Идентификация потенциальных опасных и вредных производственных факторов (ОВПФ) проводится с использованием «Классификации вредных и опасных производственных факторов по ГОСТ 12.0.003-74 (с измен. № 1, октябрь 1978 г., переиздание 1999 г.). Название вредных и опасных производственных факторов в работе соответствуют приведенной классификации. Определены название характерных видов работ и вредных производственных факторов (ОВПФ).

.1 Анализ вредных факторов рабочей зоны и обоснование мероприятий по их устранению

Для анализа вредных факторов рабочей зоны рассмотрим основные элементы производственного процесса, приведенные в таблице 13.

Таблица 13. Основные элементы производственного процесса, формирующие опасные и вредные факторы при строительстве скважины

.1.1 Превышение уровней вибрации

В непосредственной близости от места строительства скважины находится насосный агрегат, который создает уровень звука, не превышающий допустимый (max 80 ДБА) согласно ГОСТ 12.1.003-83 (1999). При осуществлении строительства скважины создаются определенные вибрации, в зависимости от скорости подачи жидкости для бурения. Согласно ГОСТ 12.1.012-90 технологическая норма уровня виброскорости составляет 92 дБ, при частоте в 63 Гц. Уровень вибрации при работе в непосредственной близости от места проведения составляет менее 101 дБ, что превышает норму.

Основные методы борьбы с вибрацией:

виброизоляция (резинометаллические упоры, поронитовые прокладки, обрезиненные втулки);

соблюдение режима труда и отдыха;

виброгашение (применение муфт из эластичных материалов, установка на виброгасящее основание).

.1.2 Отклонение показателей микроклимата на открытом воздухе

Резкие изменения температуры окружающей среды, да и просто работа в условиях пониженных температур несет пагубное влияние на человека. Двигательная активность работника обеспечивается всеми жизненными процессами в теле человека. Энергия на преобразование теплообмена используется даже в большей степени, чем на выполнение работы. Нарушение баланса тепла может привести к перегреву либо, наоборот, к переохлаждению человека. Это приводит к нарушению в работе, снижению активности и т.д.

Средняя температура на севере Красноярского края составляет: в июле плюс 14-20° С, в январе минус 25-45° С.

Организации, работники которых трудятся на открытом воздухе, обязаны придерживаться ряда ограничений по температурным режимам. Температурные режимы, при которых приостанавливаются работы на открытом воздухе показаны в таблице 14

Таблица 14. Температурный режим, при котором приостанавливаются работы на открытом воздухе

Работники, которые все-таки трудятся на открытом воздухе при низких температурах, рискуют получить травмы:

переохлаждение организма (гипотермия);

обморожение (руки, пальцы, нос).

Для профилактики обморожений работники должны быть обеспечены специализированной одеждой для низких температур. Одежда должна соответствовать всем требованиям, подходить по размеру и не сковывать движения. Она должна состоять из нескольких слоев, где каждый несет сою функциональность: внутренний слой (нижнее белье); средний слой (свитер); внешний слой (куртка). Помимо одежды к работам должны допускаться работники с хорошей физической формой и годные по состоянию здоровья.

Работники, которые трудятся на открытом воздухе при высоких температурах, рискуют получить травмы:

перегревание организма (гипертермия);

солнечный удар.

Профилактика перегревания осуществляется организацией рационального режима труда и отдыха путем сокращения рабочего времени для введения перерывов для отдыха в местах с нормальным климатом. От перегрева головного мозга предусматривают головные уборы.

Для защиты от гнуса и клещей работникам выдается набор репеллентов, в состав которого входят аэрозоль и крем для защиты от гнуса и мошки, аэрозоль для защиты от клещей, средство после укусов (бальзам). Летняя спецодежда включает в себя противоэнцефалитные костюмы.

.1.3 Утечка токсичных и вредных веществ в атмосферу

При гидравлическом разрыве пласта есть риск возникновения утечек нефти из скважинной арматуры. При этом непременно происходит контакт человека с парами этого вещества, которые опасны не только для его здоровья, но и жизни. Нефть относится к 4-му классу опасности, ее допустимая концентрация составляет 300 мг/л. Не стоит забывать и о продуктах нефтепереработки: масло, бензин, керосин, которые так же несут опасность для здоровья человека.

Путь попадания вредных веществ в организм человека может быть одним из двух:

через кожу (при попадании вредных веществ на нее);

через дыхательные пути (вдыхание вредных паров в организм).

В первом случае при частом попадании продуктов нефти на кожу человека, есть риск получить заболевания кожного покрова: аллергия, сыпь, мелкие язвы. Во втором же случае все более серьезно. При вдыхании человеком паров нефти и ее продуктов большой концентрации происходит наркотическое и раздражающее воздействие. Есть риск потери сознания, при этом нарушается сердечная активность. Головокружение, сухость во рту и тошнота далеко не весь перечень побочных эффектов. При длительном нахождении человека под действием паров нефти и нефтепродуктов, может произойти удушье, и как следствие смерть.

Нефть и нефтепродукты опасны для человека из-за их состава, в котором большое количество сернистых соединений: сероводород, оксид серы, азот. Воздействие на человека, всего перечисленного более подробно представлено в таблице 15.

Таблица 15. Физиологическое воздействие на организм человека некоторых газов, содержащихся в нефти

Каждый работник, который контактирует с нефтью, должен иметь специальные средства защиты. На предприятиях нефтяной промышленности используются противогазы различных типов, и респираторы. Противогазы должны соответствовать индивидуальным размерам человека и соответствовать требованиям по защите.

Если отравление все же произошло, то необходимо непременно обратиться в медицинскую службу. Обеспечить пострадавшему свежий воздух, вынести его из зоны поражения. Проверить пульс, дыхание. Освободить пострадавшего от поясов и ворота. Контролировать состояние до приезда медиков.

6.2 Анализ опасных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению

6.2.1 Движущиеся машины и механизмы производственного оборудования (в том числе грузоподъемные)

При несоблюдении техники безопасности травму можно получить и при движении машин и механизмов. Невнимательность и отсутствие защитных средств, приводит к ушибам, переломам и вывихам различных частей тела человека.

Необходимо проводить мероприятия по устранению возможных механических травм:

проверка наличия защитных заграждений на движущихся и вращающихся частях машин и механизмов;

плановая и неплановая проверка пусковых и тормозных устройств;

проверка состояния оборудования и своевременное устранение дефектов.

Для защиты от данных опасных факторов используются коллективные средства защиты, - устройства, препятствующие появлению человека в опасной зоне. Согласно ГОСТ 12.2.062-81 ограждения выполняются в виде различных сеток, решеток, экранов и кожухов. Они должны иметь такие размеры и быть установлены таким образом, чтобы в любом случае исключить доступ человека в опасную зону. При устройстве ограждений должны соблюдаться определенные требования. Запрещается работа со снятым или неисправным ограждением.

В качестве профилактических мер планируется систематически производить проверку наличия защитных заграждений на движущихся и вращающихся частях машин и механизмов; плановую и неплановую проверку состояния оборудования и своевременное устранение дефектов (ГОСТ 12.2.003-91)

6.2.2 Электрический ток

Опасность поражения электрическим током существует при работе со станцией управления насосом.

Электрический ток оказывает следующие воздействия на человека:

Термическое действие - подразумевает появление на теле ожогов разных форм, перегревание кровеносных сосудов и нарушение функциональности внутренних органов, которые находятся на питии протекания тока.

Электролитическое действие - проявляется в расщепление крови и иной органической жидкости в тканях организма вызывая существенные изменения ее физико-химического состава.

Биологическое действие - вызывает нарушение нормальной работы мышечной системы. Возникают непроизвольные судорожные сокращения мышц, опасно такое влияние на органы дыхания и кровообращения, таких как легкие и сердце, это может привести к нарушению их нормальной работы, в том числе и к абсолютному прекращению их функциональности.

Значение напряжения в электрической цепи должно удовлетворять ГОСТ 12.1.038-82.

Аварийный режим работы электроустановок на нефтегазодобывающих предприятиях не допускается.

Поражение человека электрическим током может произойти в следующих случаях:

при прикосновении человеком, неизолированного от земли, к нетоковедущим металлическим частям электроустановок, оказавшимся под напряжением из-за замыкания на корпусе;

при однофазном (однополюсном) прикосновении неизолированного от земли человека к неизолированным токоведущим частям электроустановок, находящихся под напряжением.

Все применяемое электрооборудование и электроинструменты должны иметь заземление и подлежат занулению отдельной жилой кабеля с сечением жилы не менее сечения рабочих жил или заземляющий провод диаметром 16 см2.

Корпуса и все открытые проводящие части применяемого электрооборудования должны быть защищены от косвенного прикосновения и т.д. в соответствии с требованиями ПУЭ (пункт 1.7.51) путем заземления с помощью заземлителей.

Для защиты персонала от поражения электрическим током при косвенном прикосновении в соответствии с требованиями ПУЭ (пункт 1.7.59) электрооборудование должно быть оборудовано устройством защитного отключения (УЗО).

С целью предупреждения рабочих об опасности поражения электрическим током, широко используются плакаты и знаки безопасности.

Мероприятия по созданию безопасных условий:

инструктаж персонала;

аттестация оборудования;

соблюдение правил безопасности и требований при работе с электротехникой.

.2.3 Пожароопасность и взрывоопасность

Источником пожара на нефтяных кустах может быть: электрическое оборудование, которое работает неправильно и вследствие нагрева происходит воспламенение; неправильное отношение к продуктам отходов (бутылкам и окуркам); искры от сварки и т.д. Взорваться в свою очередь может баллон с газом или кислородом, канистра с горючим материалом и т.д.

Последствия взаимодействия открытого огня и человека приводит к ожогам различных степеней у последнего, не исключение и летальный исход. Взрыв же для человека опасен, если он находится в эпицентре, но взрыв, как правило, сопровождается пожаром, поэтому опасность нельзя недооценивать.

При обеспечении пожарной безопасности следует руководствоваться «Технический регламент о требовании пожарной безопасности Ф3 №123» от 2008 года, РД-13.220.00-КТН-367-06 и другим утвержденным в установленном порядке федеральным законом от 22.07.2008 N 123-ФЗ (ред. от 02.07.2013).

Кусты скважин, где производятся работы, должны быть укомплектованы первичными средствами пожаротушения:

•        огнетушители порошковые ОП-10 - 10 шт., или углекислотные;

•        ОУ-10 - 10 штук или один огнетушитель ОП-100 (ОП-50 2 шт.);

•        лопаты - 2 шт.;

•        топор, лом - по 1 шт.  

Допуск работников к проведению работ должен осуществляться после прохождения ими противопожарного инструктажа. Если происходит изменение специфики работ, то необходимо провести внеочередной инструктаж.

Вся передвижная техника в зоне проведения работ должна быть обеспечена искрогасителями заводского изготовления.

Машины, компрессоры, опрессовщики, задействованные в производстве подготовительных и огневых работ, должны оснащаться не менее чем двумя огнетушителями ОУ-10, ОП-10.

Тушение пожара производится специальными средствами пожаротушения: огнетушители, стволы с водой, сухой песок. Для постоянного контроля, на пожароопасных работах дежурит пожарный экипаж. Для предотвращения небольшого очага возгорания подойдут подручные средства: одеяла, вода.

6.3 Экологическая безопасность

Таблица 16. Вредные воздействия на окружающую среду и природоохранные мероприятия при строительстве скважины

6.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях

Чрезвычайная ситуация (ЧС) - обстановка на определенной территории, сложившаяся в результате аварии, опасного природного явления, катастрофы, стихийного или иного бедствия, которые могут повлечь за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью людей или окружающей природной среде, значительные материальные потери и нарушение условий жизнедеятельности людей.

Чрезвычайные ситуации могут возникнуть в результате стихийных бедствий, воспламенения веществ и оборудования, серьезное нарушение герметичности или разрушение корпуса любого элемента, через который подаётся газ, а также при неконтролируемом газонефтеводопроявлении. На случай стихийных бедствий и аварий предусматривается план по ликвидации их последствий.

Наиболее часто встречающая ЧС происходит в следствии серьёзного нарушения герметичности или разрушения корпуса любого элемента, что приводит к утечке газа и возможного воспламенения.

При обнаружении утечек, необходимо принять меры по предотвращению ее самовоспламенения. Обнаружение утечек производят газоанализатором или мыльным раствором.

Мероприятия по устранению ЧС:

создать бригаду быстрого реагирования со специализированной техникой, которая в случае ЧС может откачать лишнюю воду и вывезти за пределы куста; незамедлительно сообщать начальнику участка о возникновении данной ЧС или о возможном ее возникновении;

в случае возникновения отключить всю автоматику;

принять возможные меры по предотвращению ЧС до приезда бригады в случае несвоевременного обнаружения ЧС;

в случае полной потери связи и невозможности сообщить о ЧС запустить сигнальную ракету, которая расположена в щитке безопасности.

Газонефтеводопроявление (ГНВП) - вид осложнения, при котором поступление флюида из пласта в скважину или через ее устье можно регулировать или приостанавливать с помощью запорного оборудования.

Газонефтеводопроявления не только нарушают процесс бурения, но и являются причиной тяжелых аварий. При интенсивных проявлениях возможны случаи разрушения устьев скважин и бурового оборудования, возникновения взрывов и пожаров, сильного загрязнения окружающей среды и даже человеческих жертв.

Основной способ, позволяющий управлять состоянием скважины в случае начинающегося притока пластовой жидкости и предотвращать нерегулируемые выбросы промывочной жидкости, - герметизация устья специальным противовыбросовым оборудованием.

Для предотвращения выбросов и открытого фонтанирования в случае начавшегося газонефтеводопроявления необходимо (согласно «Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности» [РД 08-254-98] с учетом специфики работ, проводимых в условиях Западной Сибири):

) герметизировать устье скважины превенторами, регулярно следить за их исправностью, проверять надежность системы управления ими и своевременно устранять выявленные дефекты;

) систематически контролировать качество промывочной жидкости, выходящей из скважины, прежде всего плотность и газосодержание; с момента подхода к горизонту с повышенным коэффициентом аномальности, особенно к газонасыщенному, целесообразно контроль плотности и газосодержания вести непрерывно;

) перед вскрытием горизонтов с повышенными коэффициентами аномальности заблаговременно увеличивать плотность промывочной жидкости в скважине до уровня, достаточного для поддержания небольшого избытка давления над пластовым, но меньше того, при котором возможно поглощение промывочной жидкости;

) для вскрытия горизонтов со значительно повышенными коэффициентами аномальности применять промывочные жидкости с малой водоотдачей, возможно малым статическим напряжением сдвига (достаточным, однако, для удержания утяжелителя во взвешенном состоянии), малым динамическим напряжением сдвига и практически нулевым суточным отстоем;

) тщательно дегазировать промывочную жидкость, выходящую из скважины; в случае значительного увеличения газосодержания целесообразно временно приостановить углубление скважины и, не прекращая промывки, заменить газированную жидкость на свежую с несколько повышенной плотностью;

) тщательно следить за тем, чтобы в дегазаторах практически полностью удалялся из промывочной жидкости пластовый газ; если дегазация неполная, отрегулировать режим работы дегазаторов и при необходимости установить дополнительный дегазатор в очистной системе;

) если при разбуривании газоносного объекта и нормальной дегазации промывочной жидкости газосодержание в выходящем из скважины потоке опасно велико, уменьшить механическую скорость проходки до уровня, при котором опасность выброса будет практически исключена;

) иметь на буровой запас промывочной жидкости того качества, которое требуется для вскрытия горизонта с повышенным коэффициентом аномальности, в количестве не менее двух-трех объемов скважины;

) при подъеме колонны труб доливать в скважину промывочную жидкость с таким расчетом, чтобы уровень ее всегда находился у устья;

) в составе бурильной колонны иметь обратный клапан или над вертлюгом -шаровой кран высокого давления;

) не допускать длительных простоев скважины без промывки.

) при каждой промывке восстанавливать циркуляцию целесообразно при закрытом превенторе на устье.

Открывать превентор можно лишь после того, как вся газированная жидкость вышла из скважины и избыточное давление на выходе из последней снизилось до атмосферного.

6.5 Законодательное регулирование проектных решений

Нефтяные и газовые скважины, как и любой предмет человеческой деятельности, несет негативный вред на окружающую среду. И кроме правил и норм эксплуатации скважин, для снижения воздействий на экологию, органами государственной власти приняты ряд законов, регулирующих деятельность нефтеперекачивающих компаний и обслуживающих организаций.

Точно так же, с законодательной стороны регулируются и действия организаций в случае чрезвычайных ситуаций. В основу управления положен закон РФ «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера».

Чрезвычайная ситуация - это обстановка на определенной территории, сложившаяся в результате аварии, опасного природного явления, катастрофы, стихийного или иного бедствия, которые могут повлечь или повлекли за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью людей или окружающей среде, значительные материальные потери и нарушение условий жизнедеятельности людей.

Целями настоящего Федерального закона являются:

предупреждение возникновения и развития чрезвычайных ситуаций;

снижение размеров ущерба и потерь от чрезвычайных ситуаций;

ликвидация чрезвычайных ситуаций;

разграничение полномочий в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций между федеральными органами исполнительной власти, органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации, органами местного самоуправления и организациями.

Основными задачами единой государственной системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций являются:

разработка и реализация правовых и экономических норм по обеспечению защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций;

осуществление целевых и научно-технических программ, направленных на предупреждение чрезвычайных ситуаций и повышение устойчивости функционирования организаций, а также объектов социального назначения в чрезвычайных ситуациях;

обеспечение готовности к действиям органов управления, сил и средств, предназначенных и выделяемых для предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций;

сбор, обработка, обмен и выдача информации в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций;

подготовка населения к действиям в чрезвычайных ситуациях, в том числе организация разъяснительной и профилактической работы среди населения в целях предупреждения возникновения чрезвычайных ситуаций;

организация оповещения населения о чрезвычайных ситуациях и информирования населения о чрезвычайных ситуациях, в том числе экстренного оповещения населения;

прогнозирование угрозы возникновения чрезвычайных ситуаций, оценка социально-экономических последствий чрезвычайных ситуаций;

создание резервов финансовых и материальных ресурсов для ликвидации чрезвычайных ситуаций;

осуществление государственной экспертизы, государственного надзора в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций;

ликвидация чрезвычайных ситуаций;

осуществление мероприятий по социальной защите населения, пострадавшего от чрезвычайных ситуаций, проведение гуманитарных акций;

реализация прав и обязанностей населения в области защиты от чрезвычайных ситуаций, а также лиц, непосредственно участвующих в их ликвидации;

международное сотрудничество в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций.

Заключение

В ходе выполнения данной выпускной квалификационной работы был проведен анализ эффективности разработки горизонтальными скважинами месторождения Х и обоснование длины секции горизонтального ствола.

Существует множество математических моделей расчета коэффициента продуктивности горизонтальной скважины, среди которых выделяют упрощенные и более сложные. Применение упрощенных моделей часто приводит к завышенным значениям коэффициента продуктивности вследствие пренебрежения потерями давления по стволу горизонтальной скважины. Использование сложных моделей, учитывающих данные потери, на практике затруднено.

Результаты анализа потерь давления в стволе горизонтальной скважины показали, что наибольшее влияние оказывают потери давления на трение, которые возрастают с увеличением длины ствола скважины. Следовательно, бурение длинных горизонтальных стволов неэффективно.

Автором была рассмотрена применимость методики расчета оптимальной длины горизонтального ствола скважин, учитывающая потери давления на трение. По результатам анализа была определена оптимальная длина горизонтального ствола данной скважины, которая составила 500 м. Расчеты разных вариантов на гидродинамической модели подтвердили полученные результаты.

С учетом полученных результатов при планировании разработки месторождений, с использованием горизонтальных скважин, данная методика будет применяться в дальнейшем для аналитического обоснования длины горизонтального ствола.

         Были решены поставленные задачи:

•        изучены геолого-физические характеристики месторождения;

•        проведен анализ и смоделированы различные варианты разработки месторождения Х базового варианта и с разной длиной горизонтального ствола. ;

•        сравнены результаты анализа и выявлен оптимальный метод разработки.

Проведенный анализ показал, что эксплуатация пласта с помощью горизонтальных скважин длиной 500 м будет наиболее выгодным, т.к. проведенные результаты ПГИ доказывают, что в основной массе в скважинах работают данные интервалы.

В итоге применение данного метода разработки на рассмотренном месторождении оценено, как эффективное и выгодное.

Список использованной литературы

1. Леванов А.Н., Медведский Р.И., Ручкин А.А. Развитие технологий разработки юрских отложений месторождений Западной Сибири. - Тюмень: "Вектор бук", 2010. - 300 с.

. Гильмиев Д.Р., Баисов Р.Р., Бриллиант Л.С. Расчет входных дебитов горизонтальных скважин, Нефтяное хозяйство. №2, 2011, С - 100-101

. Стельмак Р.В. Расчет потерь давления в горизонтальной трубе на примере Федоровского месторождения, Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. №7, 2005, С - 20-21

. Вахрушева И.А., Ручкин А.А., В.И. Саунин, В.З. Сухер, А.Н. Леванов, Ю.В. Масалкин, М.А. Романчев Результаты строительства и эксплуатации горизонтальных скважин на месторождениях нефти Западной Сибири, Нефтяное хозяйство. №2, 2010, С -35-39

. Бондаренко В.В. Обоснование равномерности дренирования многопластовых залежей нефти при их освоении горизонтальными скважинами, Нефтяное хозяйство. №12, 2007, С - 74-76

. Монахов В.В. Разработка экспресс-метода оценки работающего интервала горизонтальной скважины, Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». №3, 2007, С - 19-23

. Григорян А.М., «Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами», изд-во «Недра», М.,1969 г.

. Шкандратов В.В., Герасимов И.В., Коноплев Ю.П., «Опыт разработки и перспективы увеличения добычи нефти на Ярегском нефтяном месторождении», ж. «Нефтяное хозяйство», 2007, №8

. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. «Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами», М., «Недра», 1964г.

10. Joshi S.D.: “Augmentation of Well Productivity using Slant and Horizontal Wells”, SPE 15375, 1988

. Renard G.I. & Dupuy J.M.: “Influence of Formation Damage on the Flow Efficiency of Horizontal Wells”, SPE 19414, 1990

12. Сулейманов Э.И., Фазылев Р.Т. Создание систем разработки месторождений с применением горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство, №10, 1994. С.32-37).

. Муслимов Р.Х., Хайруллин М.Х, Садовников Р.В, Шамсиев М.Н., Морозов П.Е., Хисамов Р.С., Фархуллин Р.Г. Интерпретация результатов гидродинамических исследований горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство, №10, 2002. С.76-77

. Гайфулин Я.С., Кнеллер Л.Е., Грезина О.А. К оценке влияния особенностей геологического разреза на потенциальные дебиты горизонтальных скважин. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. , №9, 200. С.29-35

. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. - М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.- 199 с.

. Европейцев Р.Н., Нефтяная промышленность, 1986г.

. Joshi S.D. Horizontal well technology. - Tulsa: “Pennwell publishing company”, 1991. -535 p.

18. Близнюков В.Ю., Стельмак Р.В. Обоснование оптимальной длины горизонтального участка скважины, Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. №7, 2006, С -4-5