Расчет экономической эффективности разработанных ОТМ

⇐ ПредыдущаяСтр 22 из 22

При определении годового экономического эффекта должна быть обеспечена сопоставимость сравниваемых вариантов новой и базовой техники, используемой на строительстве скважин.

Расчёт экономической эффективности новой техники ведётся по формуле:

Э_СКВ= [ (С_С+Е_Н×К_УС) - (С_Н+ Е_Н×К_УН)] ×Нскв руб, (5.12)

где Э_Г- ожидаемый экономический на скважине эффект на скважине, руб;

Е_Н- коэффициент нормативной эффективности капиталовложений, Е_Н=0,15 [25] ;

К_УС, К_УН- коэффициент удельных капиталовложений, соответственно, старой и новой техники, руб/м;

Таблица 5.5. Линейно-календарный график выполнения работ

месяцы

Скважина № 12

Скважина № 11

Скважина № 10

Скважина № 9

Скважина № 12

Скважина № 11

Скважина № 10

Скважина № 8

Скважина № 7

Скважина № 9

Скважина № 6

Скважина № 5

Скважина № 8

Скважина № 7

Скважина № 6

Скважина № 4

Скважина № 3

Скважина № 5

Скважина № 2

Скважина № 1

Скважина № 4

Скважина № 3

Скважина № 2

Скважина № 1

Монтаж 2,4месяца

Затраты времени на одну скважину, месяц

0,026

0,66

0,26

Бри-гады участвующие в строительстве скважины

Вышкомонтажные

Буровые

Испытания

С_С, С_Н- стоимость одного метра скважины при бурении с использованием старой и новой техники, руб/м;

Нскв - глубина скважины, м.

Коэффициенты удельных капиталовложений старой и новой техники определяются по формулам:

К_УС=Ц_С/ Нскв, (5.13)

К_УН=Ц_Н/ Нскв, (5.14)

где Ц_С и Ц_Н- цена старой и новой техники соответственно.

Стоимость одного метра скважины при бурении с использованием старой и новой техники определяется по формулам соответственно:

С_С=К_П×С_СС/Н_СКВруб, (5.15)

С_Н=С_С- (У_П- У_П/К) руб, (5.16)

где С_СС- сметная стоимость скважины, С_СС=525208 руб (см. приложение Д);

К_П- коэффициент приведения сметных расценок к расценкам действующим на сегодняшний день, К_П=13,4;

У_П- условно-постоянные затраты, руб/м;

К - коэффициент повышения производительности труда.

Условно-постоянные затраты определяются по формуле:

У_П= К_П×З_ЗВ/Н_СКВ руб, (5.17)

где З_ЗВ- затраты зависящие от времени, З_ЗВ=141258 руб (см приложение Д).

У_П= 13,4×141258/3105=610 руб.

С_С=13,4×525208/3105=2267руб.

С_Н=2267- (610 - 610/1,2) =2165 руб.

Расчет экономической эффективности от внедрения мероприятий сокращающих затраты времени и повышающих производительность труда производится по формуле:

Э_СКВ= (У_П^I× Э_ВР- Е_Н× З_ЕД) руб, (5.18)

где У_П^I- условно постоянные затраты зависящие от времени, руб/сут;

З_ЕД- затраты на одну единицу продукции, рубль.

Условно постоянные затраты зависящие от времени определяются как:

У_П^I = К_П×З_ЗВ/Т_Б руб/сут, (5.19)

где Т_Б- время бурения одной скважины, Т_Б=20 сут (см. приложение Г).

У_П^I = 13,4×141258/20=94643 руб/сут,

Величина экономии времени определяется по формуле:

Э_ВР=ΔП×Т_Б/ (100+ ΔП) сут, (5.20)

где ΔП - процент повышения производительности и сокращения затрат времени.

Затраты на единицу продукции определяются по формуле:

З_ЕД=N_Н×Ц_Н-N_С× Ц_С час, (5.21)

где N_Н, N_С- соответственно количество единиц новой и старой техники, расходуемых на одну скважину, шт.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от внедрения буровой установки БУ - 3200/200 ЭК-БМ. Цн=70000000 руб и Цс=60000000 руб, тогда по формулам (5.13), (5.14):

К_УС=60000000/ 3105=19324 руб/м., К_УН=70000000/ 3105=22544 руб/м.

По формуле (5.12):

Э_СКВ= [ (2267+0,15×19324) - (2165+0,15×22544)] ×3105=99670 руб.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения долота типа 8 ½ MF - 15 фирмы "Смитт".

По формуле (5.20) при ΔП=15%:

Э_ВР=15×20/ (100+ 15) =2,6 сут.

Цн=6000 $ и Цс=940 $, при курсе 1$=29 руб - Цн=174000 руб и Цс=27260 руб тогда по формуле (5.21):

З_ЕД=1×174000- 8× 27260= - 44080 руб.

По формуле (5.18):

Э_СКВ= (94643× 2,6+ 0,15× 44080) =252684 руб.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения гидравлического ключа с моментомером для свинчивания обсадных труб фирмы "ECKEL". Цн=94300 $ и Цс=94300 руб, при курсе 1$=29 руб - Цн=261000 руб, тогда по формулам (5.13), (5.14):

К_УС=261000/ 3105=30,4 руб/м.

К_УН=94300/ 3105=84 руб/м.

По формуле (5.12):

Э_СКВ= [ (2267+0,15×30,4) - (2165+0,15×84)] ×3105=291746 руб.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения системы очистки фирмы "DERRICK". Цн=339000 $ и Цс=3500000 руб, при курсе 1$=29 руб - Цн=9831000 руб, тогда по формулам (5.13), (5.14):

К_УС=3500000/ 3105=1127 руб/м.

К_УН=9831000/ 3105=3166 руб/м.

По формуле (5.12):

Э_СКВ= [ (2267+0,15×1127) - (2165+0,15×3166)] ×3105=-63295 руб.

Экономический эффект от применения системы очистки фирмы "DERRICK" на первом этапе будет отрицательным, в виду высокой разности в стоимости комплектов отечественного и импортного оборудования. После разбуривания 3 - 4 куста оборудование полностью себя окупает.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения смазочной добавки ФК - 2000 вместо нефти.

По формуле (5.20) при ΔП=2%:

Э_ВР=2×20/ (100+ 2) =0,39 сут.

Стоимость расходуемой на бурение одной скважины Цс=116100 руб, а ФК - 2000 Цн=20401 руб, тогда по формуле (5.21):

З_ЕД=20401- 116100= - 95699 руб.

По формуле (5.18):

Э_СКВ= (94643× 0,39+ 0,15× 95699) =51266 руб.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения химреагента КМЦ марки Габроил вместо КМЦ.

По формуле (5.20) при ΔП=2%:

Э_ВР=2×20/ (100+ 2) =0,39 сут.

Стоимость тонны расходуемой на бурение одной скважины химреагента Цс=30450 руб, а Цн=40320 руб, тогда по формуле (5.21):

З_ЕД=0,7 × 40320- 1,2 × 30450= - 8316 руб.

По формуле (5.18):

Э_СКВ= (94643× 0,39+ 0,15× 8316) =38154 руб.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения химреагента сайпан вместо гипана.

По формуле (5.20) при ΔП=2%:

Э_ВР=2×20/ (100+ 2) =0,39 сут.

Стоимость тонны расходуемой на бурение одной скважины химреагента Цс=87813 руб, а Цн=95903 руб, тогда по формуле (5.21):

З_ЕД=0,7 × 87813- 1,2 × 95903= - 90931 руб.

По формуле (5.18):

Э_СКВ= (94643× 0,39+ 0,15× 90931) =50546 руб.

Определяется экономический эффект от создания микроклимота на рабочих местах по формуле:

Э_СКВ=У_П^I× Э_ВРруб. (5.22)

По формуле (5.20) при ΔП=1%:

Э_ВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.

По формуле (5.22):

Э_СКВ=94643× 0,2=18929 руб.

Определяется экономический эффект от обеспечения бесперебойного обслуживания рабочих мест.

По формуле (5.20) при ΔП=1%:

Э_ВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.

По формуле (5.22):

Э_СКВ=94643× 0,2=18929 руб.

Определяется экономический эффект от обеспечения полноценного питания на рабочих местах.

По формуле (5.20) при ΔП=1%:

Э_ВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.

По формуле (5.22):

Э_СКВ=94643× 0,2=18929 руб.

Определяется экономический эффект от обеспечения досуга и отдыха.

По формуле (5.20) при ΔП=1%:

Э_ВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.

По формуле (5.22):

Э_СКВ=94643× 0,2=18929 руб.

Определяется экономический эффект от обеспечения от улучшения жилищно-бытовых условий.

По формуле (5.20) при ΔП=1%:

Э_ВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.

По формуле (5.22):

Э_СКВ=94643× 0,2=18929 руб.

Определяется экономический эффект от повышения квалификации рабочих.

По формуле (5.20) при ΔП=2%:

Э_ВР=2×20/ (100+ 2) =0,39 сут.

По формуле (5.22):

Э_СКВ=94643× 0,39=36911 руб.

Общий экономический эффект от внедрения мероприятий оргтехплана составит:

Э_ОБЩ=252684+291746-63295+51266+38154+50546+18929+18929+18929+18929+18929+36911=809557руб.

Реальная себестоимость скважины с учетом коэффициента приведения Кп=13,4 составит 7037787 руб, общий экономический эффект от внедрения мероприятий оргтехплана Э_ОБЩ=809557 руб, что составит 11,5%.

Специальная часть

Совершенствование профилей наклонно направленных скважини технология их реализации на Игольско-Таловом месторождении.

Объединение "Томскнефть" ВНК разрабатывает 26 месторождений, за исключением Крапивинского месторождения- все месторождения находятся в стадии падающей добычи. Эксплуатационный фонд на 1.01.2000 г. - 3866 скважин, механизированный фонд- 3207 скважин, фонд скважин оборудованных установками с электроцентробежными насосами (УЭЦН) - 922 скважины (28,7% от механизированного фонда). Средний дебит по нефти действующей скважины механизированного фонда составляет 11,9 т/сут. Обводненность продукции 67,3%.

Механизированным способом в объединении добывается 90,7% нефти от общей добычи. Доля добычи нефти при помощи УЭЦН составляет 64% при среднем дебите 26 тонн в сутки. В 1995 году процент добычи нефти из скважин, оборудованными ЭЦН, составлял 55% при среднем дебите скважины 22 тонны в сутки.

Из технологического регламента выполнения работ с УЭЦН, который является руководящим документом для всех подразделений ОАО "Томскнефть" и смежников, участвующих в комплексе работ связанных с УЭЦН, на производственной территории Акционерного Общества следует, что установки предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин. В комплект установки для добычи нефти входят электродвигатель с гидрозащитой, модуль - секции насоса, кабельная линия, наземное электрооборудование, комплект инструмента и принадлежностей для монтажа на скважине.

Пластовая жидкость - смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа - имеет следующие характеристики:

максимальное содержание попутной воды - 99%;

водородный показатель попутной воды рН - 6,0-8,5;

максимальная плотность жидкости - 1,4 гр/см³;

максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД - 1 мм × с;

максимальная массовая концентрация твердых частиц - 0,1 г/л;

максимальное содержание свободного газа на приеме насоса - 25%;

при использовании газосепаратора содержание свободного газа в пластовой жидкости в зоне подвески насоса допустимо до 55% по объему;

максимальная концентрация сероводорода для насосов обычного исполнения - 0,01 г/л;

для насосов коррозионно-стойкого исполнения - 1,25 г/л;

максимальная температура - 90 ° С;

Скважины, в которых эксплуатируются установки, должны удовлетворять следующим условиям:

минимальный внутренний диаметр скважины для каждого типоразмера насоса согласно технического описания на модуль-секции и двигатели;

максимальный темп набора кривизны ствола скважины - 1,5°/10м;

максимальное гидростатическое давление в зоне подвески установки - 25,0 МПа;

в зоне работы установки отклонение ствола скважины от вертикали должно быть не более 40°;

Правила подбора УЭЦН к скважине:

1. Подбор УЭЦН к скважине осуществляется посредством расчетов при вводе из бурения, переводе на мех. добычу и оптимизации, по принятой в НГДУ методике, не противоречащей ТУ по эксплуатации УЭЦН.

2. Расчеты базируются на имеющейся в НГДУ информации: о коэффициенте продуктивности данной скважины (по результатам гидродинамических исследований скважины); данным инклинометрии; газовом факторе; давлениях - пластовом, давлении насыщения; обводненности добываемой продукции. Ответственность за достоверность этой информации несет ведущий геолог цеха добычи нефти.

3. При использовании в расчетах "Технологии проверки эксплуатационной колонны и применения УЭЦН в наклонно-направленных скважинах" РД 39-0147276-029, ВНИИ-1986г., для скважин с темпом набора кривизны в зоне подвески УЭЦН более 2¹/10 м, необходимо ставить отметку о применении данной методики в паспорте-формуляре.

4. В процессе подбора необходимо руководствоваться принятой в НГДУ методикой. При этом максимальное содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25% для установок без газосепараторов. В случае, если по скважине ожидается значительный вынос мех. примесей или отложение солей в насосе, спускать УЭЦН без шламоуловителя запрещается.

5. Результаты подбора: расчетный суточный дебит, напор насоса, внутренний минимальный диаметр эксплуатационной колонны, глубина спуска, расчетный динамический уровень, максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН; особые условия эксплуатации: высокая температура жидкости в зоне подвески, расчетное процентное содержание свободного газа на приеме насоса, содержание механических примесей, соли, наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости заносятся в паспорт-формуляр. Опасные зоны в колонне, где темпы набора кривизны превышают допустимые нормы (более 1,5° / 10 м), заносятся в паспорт-формуляр.

В настоящее время на скважинах Васюганского НГДУ возникают трудности с выбором интервала установки погружного оборудования. При этом также следует отметить и то, что оборудование работает в более напряженных условиях по сравнению с техническими требованиями завода-изготовителя. В конечном счете все эти факторы влияют на долговечность работы оборудования и соответственно увеличивают затраты на его эксплуатацию.

В данный момент на скважинах Игольско-Талового и Крапивинского месторождений строго определены интервалы для установки внутрискважинного оборудования и обоснованы требования к ним.

При бурении скважин на Игольско-Таловом месторождении необходимо соблюдение следующих требований:

1. При реализации профилей наклонно направленный установлены следующие интервалы по вертикали, в которых категорически запрещается коррекция ствола скважины:

Интервал, м

1500-1600

1800-1900

2500-2600

2. Во всех других интервалах допускается коррекция ствола скважины с пространственной интенсивностью искривления 1,5⁰/10м.

3. Интенсивность изменения параметров кривизны в интервале установки ЭЦН не должна превышать2¹/10 м с учетом погрешностей применяемых в измерительных системах.

4. Контрольный замер в интервалах указанных в п.1 необходимо производить не менее двух раз разными инклинометрическими приборами.

5 Интервалы, где зенитный угол составляет менее 20 градусов пространственную интенсивность кривизны определять только интенсивностью изменения зенитного угла, который не должен превышать 1,5 град. /10м, так как практический анализ работы скважинного оборудования показал, что их МРП при зенитных углах до 20 градусов не зависит от изменений ствола скважины по азимуту.

С 1999 года в компании ЮКОС принята программа по интенсификации добычи нефти (ИДН). Она рассчитана на эксплуатацию фонда скважин, оборудованных УЭЦН. Программа интенсификации добычи нефти была начата в марте - апреле 1999 года. В основу программы положена компьютерная программа компании "Шлюмберже" PerformanceWell, позволяющая на базе промысловых материалов смоделировать работу пласта и оценить потенциальные возможности скважины. Задачей программы ИДН является снижение пластового давления до минимально возможного, тем самым достигаются условия для максимальной производительности скважины. Следует отметить, что на основании "Методики построения цифровой геологической модели нефтяных месторождений с использованием компьютерных технологий" ТомскНИНПИНефть, был проведен анализ разработки ряда нефтяных месторождений ОАО "Томскнефть" и установлено, что при уменьшении времени работы (жизни) скважины за счет интенсификации, значения КИН не уменьшаются.

Расчет скважинного оборудования производится по компьютерной программе Wellflo-ESP, которая проводит анализ возможностей скважины и выдает рекомендации по подбору насосного оборудования.

В связи с названными выше особенностями работы скважины в интенсивных условиях добычи нефти появляются особенности эксплуатации насосных установок, такие как:

Насос устанавливается над перфорацией, следовательно необходимы большие напоры.

Забойное давление ниже давления насыщения, поэтому насос перекачивает газированную жидкость. Следовательно необходимы высокопроизводительные газосепараторы и увеличенная в два раза подача насоса.

Значительные перепады давления в призабойной зоне пласта повлекли вынос песка из пласта.

Зона установки насоса обладает повышенной температурой (62-96°)

Технические условия профиля скважины не ограничивали интенсивность кривизны в интервалах сегодняшней установки УЭЦН. (20^I/100 м зенитного угла и З град/100 м азимутального угла).

С начала реализации программы ИДН были произведены расчеты параметров 618 скважин-кандидатов по программе "Шлюмберже" Performance, для подбора насосного оборудования по программе,Wellflo - ESP просчитаны 470 скважин, из них были отклонены по инклинометрии, угрозы прорыва вод, тех. состояния эксплуатационных колонн 22 скважины. По низким характеристикам пласта - 97 скважин.

Были произведены работы на 305 скважинах, в работе 260 скважин. Соотношение. чающих скважин по программе ИДН к общему дающему фонду УЭЦН в ОАО "Томскнефть" (694 скв) составляет 37,5%.

Дебиты увеличились с начала проекта с 23,3 т/сут до 36,4 т/сут, тем самым прирост составил 13,1 т/сут или 56% от базового дебита. При этом обводненность выросла с 24% до 26%.

Динамические уровни доведены с 827 метров до интенсификации до 1306 метров после проведения работ.

Дополнительная добыча с начала реализации программы ИДН на 1.02.00г. составила 515,6 тыс. тонн. (238,708-СН, 276,891-ВН).

Указанные выше особенности эксплуатации УЭЦН выявили множество недостатков в работе по подготовке ствола скважины, подготовке оборудования, эксплуатации скважин, а также несоответствия серийных установок к такому режиму работы.

Для достижения расчетных параметров необходимы высоконапорные ЭЦН, что влечет за собой повышение мощности погружных двигателей и увеличение габаритов УЭЦН в целом.

Возникают трудности с расположением УЭЦН в эксплуатационной колонне скважины, где интенсивность кривизны не соответствует современным требованиям к профилю скважины в интервалах установки УЭЦН. (2¹/10 м зенитного угла и З⁰/100 м азимутального угла).

Увеличение температуры в зоне подвески УЭЦН, повышение содержания свободного газа, увеличения содержания механических примесей в перекачиваемой жидкости из-за большой депрессии на пласт, неподготовленность оборудования послужило основными причинами большинства отказов оборудования данной программы.

В 1999 году в ОАО "Томскнефть" произошло 318 отказов УЭЦН, отработавших до 180 суток, из них по программе ИДН - 134 или 42,1%.

Отказы УЭЦН, эксплуатируемых по программе ИДН произошли по следующим причинам:

Механические примеси-41,8%.

Отказы и аварии, произошедшие из-за несоответствия кривизны - 15,6%

Механические повреждения кабеля - 9%.

Необеспечение притока - 9%.

Некачественная подготовка скважины - 8,2%.

Заводской брак - 7,5%

Негерметичность лифта - 3,7%.

Прочие-1,5%

Из изложенного выше следует, что к профилям бурящихся скважинам на Игольско-Таловом месторождении предъявляются жесткие требования. Для нормальных условий эксплуатации скважин с применением погружного оборудования (ЭЦНУ) в описанных интервалах интенсивность пространственного искривления не должна превышать 20 мин/100 м, согласно программы ИДН в интервале выше участка перфорации (2660 - 2760 м) требования те же. По всей длине ствола интенсивность не должна превышать 1,5 град/ 10 м.

Вследствие этого встает вопрос о необходимости учесть эти условия, предъявляемые к скважинам, ещё в процессе проектирования профилей наклонно направленных скважин и выделение этих интервалов как спецпрофилей, с жесткими требованиями по пространственному искривлению к ним.

Базовой технологией, при строительстве скважин на Игольско-Таловом месторождении с отходом более 700 м, предусмотрена реализация четырех интервального профиля скважины. При этом четвертый интервал, на котором находятся два последних спецпрофиля, имеет пространственную интенсивность порядка 3 - 5 град / 100 м, что не приемлемо.

Необходимым условиям может удовлетворять пяти интервальный профиль, при этом первые два спецпрофиля находятся на третьем интервале (стабилизации зенитного угла), а последние два спецпрофиля находятся на пятом интервале (второй вертикальный участок или интервал с зенитным углом близким к 0⁰). Интенсивность пространственного искривления на интервалах спецпрофилей может не превышать необходимых значений.

Первый интервал пяти интервального профиля - вертикальный, его глубина зависит от ранее пробуренных скважин на кусте. Но, так как проектируется только одна скважина, то его глубина принимается условной и равной 100 м.

На втором интервале набираются необходимые параметры кривизны, проектный азимут и зенитный угол, для чего в скважине работа ведется отклоняющей компоновкой, предложенной в разделе 2.11 В компоновке применяется забойная измерительная система "СИБ - 1", которая необходима для оперативного контроля параметров кривизны ствола скважины. Его применение обусловливается рядом требований. Запрещается производить спуск "СИБ - 1" при:

несоответствие параметров бурового раствора требованиям ГТН;

наличие в скважине интервалов с затяжками и посадками;

несоответствие подачи бурового насоса диаметру заслонки в генераторе "СИБ - 1".

На третьем интервале необходима фиксация полученных параметров кривизны, для чего предлагается применение жесткой компоновки, как на интервале бурения кондуктора, так и на интервале под эксплуатационную колонну.

Практика ведения буровых работ на месторождении показывает, что использование КНБК с полноразмерным калибратором, стабилизирующей коронки СТК с диаметром 0,214 м и секции УБТ - 178 при выходе из-под кондуктора позволяет фиксировать заданные параметры. Первые два спецпрофиля, находящиеся на третьем интервале, как правило, имеют требуемую интенсивность искривления.

Помимо этого, на третьем интервале, при условии невыхода на проектные зенитный угол и азимут при наборе параметров в кондукторе, возможно проведение правок отклоняющей компоновкой или работа неориентируемыми компоновками с выявленными закономерностями искривления скважины. Единственное исключение - это невозможность работы ими в интервалах спецпрофилей.

В последнее время на Игольско-Таловом месторождении широкое применение получило долото 8 1/2 MF - 15 фирмы "Смитт", предназначенное для бурения в мягких и средних по крепости породах согласно промысловой классификации. Его использование в сочетании с винтовым забойным двигателем, таким как Д 2 - 195 или ТНВ - 195 позволяет добиваться показателей проходки на долото на последних интервалах бурения, порядка 600 - 700 м. Применение долота в с ВЗД ряд неоспоримых преимуществ перед использованием базовой технологии: долота типа ГВ и высокооборотного турбобура. Так как проходка на долото в 4 - 6 раз выше, то сокращается время ПЗР, конкретно на СПО и смену долота, при вскрытии продуктивного горизонта использование ВЗД дает низкий показатель динамической фильтрации бурового раствора, что позволяет минимизировать вредное воздействие фильтрата на продуктивный объект и в большей степени сохранить коллекторские свойства пласта, себестоимость 1 м проходки становится ниже. Расчет экономической эффективности применения этого долота на Игольско-Таловом месторождении приведен в приложении Е.

Требуемые ограничения при эксплуатации - запрещение проработки ствола скважины и необходимость шаблонировки ствола после 48 часов работы, то есть компоновка должна быть поднята на дневную поверхность или на 50 м выше башмака кондуктора.

Таким образом, последние два интервала пяти интервального профиля реализуются с применением долота MF - 15. На четвертом интервале проектируемой скважины необходимо добиться интенсивного снижения зенитного угла с 27⁰ 45^I до значений близких к 0⁰. Интенсивность искривления скважины по зенитному углу должна быть порядка 11⁰/100 м. Добиться таких значений возможно применяя компоновку с диаметром наддолотного калибратора 0,214 м и КНБК предложенной в разделе 2.11 Данные приведены исходя из практического опыта работ на площади Игольско-Талового месторождения.

После получения значений зенитного угла скважины близкого или равного 0⁰, их необходимо зафиксировать. В этом случае необходимо применение жесткой компоновки, включающей в себя секции УБТ и ТБПВ в низу КБТ (см.2.10). Наддолотный калибратор применяется тот же.

В процессе бурения необходимо осуществлять контроль за показателями кривизны скважины. Для этого на скважине партией геофизиков проводятся инклинометрические замеры. При наборе параметров кривизны по требованию технолога регулярно делаются замеры, как правило, через 25 - 50 м проходки. В конце бурения кондуктора, после завершения первого долбления при бурении под эксплуатационную колонну и интервалах спецпрофилей замеры производятся двумя приборами. Для проведения замеров пользуются инклинометрами ИОН - 1 и ИМММ - 73, которые имеют малую погрешность измерения (± 15 мин) и удобны в использовании, так как они применяются с компьютерной техникой в сочетании с печатными устройствами: принтерами или РИДами. Замер обязателен, если интервал непромера более 300 м.

После получения результатов работы инклинометрической партии технологом осуществляется обработка данных о кривизне скважины. Для этого применяются компьютерные навигационно-аналитические программы, такие как KPS и ARMto, которые рассчитывают реальное расположение профиля скважины, критические значения параметров, при которых скважина входит в круг допуска, а также предложения по выбору компоновок для следующего долбления. Помимо этого в программе может быть установлена база данных о проведении других скважин, что помогает технологу при работе.

Таким образом пяти интервальный профиль, удовлетворяющий условиям нормальной эксплуатации глубинного оборудования реализуется с меньшими затратами и количество рейсов отклоняющей компоновки в идеализированных условиях уменьшается до одного, что снижает себестоимость бурения.

Заключение

В ходе выполнения данной работы на тему "Совершенствование профилей наклонно направленных скважин и технология их реализации на Игольско-Таловом месторождении" приведены расчеты и обоснования по всем вопросам освещенным в ней.

Приведены развернутые географо-экономические характеристики района работ, характеристики нефтегазоносности района работ, геологические условия разреза.

Обоснован выбор турбинного способа бурения, одноколонная конструкция скважины и пяти интервальный профиль. Разработаны режимы бурения для всех интервалов: приведено обоснование класса и типоразмера долот, расчет осевой нагрузки на долото, расчет частоты вращения долота, обоснован выбор очистного агента и расчет его необходимого расхода, приведена рецептура бурового раствора. Обоснован выбор забойных двигателей, произведен гидравлический расчет промывки скважины, приведено обоснование критериев рациональной отработки долот. Разработаны мероприятия по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины, спроектированы и обоснованы компоновки бурильных колонн, приведен их расчет. Спроектирована конструкция обсадных колонн из условия равнопрочности по длине, приведен расчет параметров цементирования, обоснована технология крепления и цементирования. Подробно освещен вопрос освоения скважины, выбор и обоснование буровой установки.

В части описывающей вспомогательные цехи и службы дана характеристика ремонтной и энергетической баз, водоснабжения и приготовления раствора. Также транспортного сообщения, связи и диспетчерской службы, культурно-бытового обслуживания.

В четвертой части описаны вопросы безопасности жизнедеятельности и конкретно безопасности в рабочей зоне, охраны окружающей среды, действия при чрезвычайных ситуациях.

В организационно-экономической части описаны структура и организационные формы работы предприятия СФ ЗАО "ССК", проведен анализ ТЭП и баланса рабочего времени, предложен план организационно-экономических мероприятий по повышению ТЭП, определена нормативная продолжительность строительства скважины, приведены расчеты экономической эффективности разработанных ОТМ.

В части описывающей спецвопрос подробно рассмотрена проблема соответствия профиля скважины требуемым условиям нормальной эксплуатации глубинного оборудования (ЭЦНУ) в добывающих скважинах, предложения по совершенствованию базовой технологии.

Литература

1. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: в 4 кн. -2-ое изд., перераб. и доп. -М: Недра, 1996. - 361 с.

2. Соловьев Е.Н. Заканчивание скважин: Учебник. - М: Недра, 1979. - 303 с.

3. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. -М.: Госгортехнадзор, 1998. -160 с.

4. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. -М.: Недра, 1990. -302с.

5. Рязанов В.И. Направленное бурение глубоких скважин: Практическое пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 1999-84 с.

6. Чубик П.С. Практикум по промывочным жидкостям. -Томск: Изд. ТПИ, 1991. -100 с.

7. Исайченко А.И., Демихов В.С. Гидравлические забойные двигатели: - М: Недра, 1987 - 209 с.

8. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. -М: Недра, 1987-340 с.

9. Долговечность шарошечных долот. -М.: Недра, 1992. -266 с.

10. Ясов В.Г., Мыслюк М.А. Осложнения в бурении: Справочное пособие. -М.: Недра, 1991. -333 с.

11. Рязанов В.И. Баранов А.Н., Борисов К.И. Расчет бурильной колонны: Учебное пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 1996-68 с.

12. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. -М: ВНИИТнефть, 1997 - 194 с.

13. Редутинский Л.С. Расчет параметров цементирования обсадных колонн: Практическое пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 1997-47 с.

14. Композит каталог нефтегазовое оборудование и услуги. Под ред. Красина В.Ю., Бондаря А.В. и Яснева Г.Н. - М.: Изд. Топливо и энергетика, 2000. - 587с.

15. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник. -М: Недра, 1988. - 359 с.

16. Лукьянов В.Т., Воевода Р.Б. Заканчивание скавжин.-М.: Недра, 1987. - 205 с.

17. Булатов А.И., Качмаров С.Н. Освоение скважин: Практическое пособие. -М: Недра, 1999. -472 с.

18. Элияшевский Н.В. и др. Типовые задачи и расчеты в бурении. -М: Недра, 1982. - 296 с.

19. Воевода А.Н. и др. Монтаж оборудования при кустовом бурении скважин. -М.: Недра, 1987. -205 с.

20. Ширков А.И. Охрана труда в геологии. -М.: Недра, 1990. -235 с.

21. Охрана окружающей среды / Под ред. Брылова С.А. -М.: Высшая школа, 1985. -272 с.

22. ПБ-10-14-92 "Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов" - М: Госгортехнадзор, 1992.

23. Инструкция по составлению проектно-сметной документации на строительство нефтяных и газовых скважин. -М: Госстрой СССР, 1991.

24. Сборник единых районных расценок на строительные конструкции и работы № 32. Скважины на нефть и газ. Часть III Бурение и испытание на продуктивность скважин. Приложение. -М. Недра, 1991. -176 с.

25. Шаповалов А.Г. Проектирование и финансирование строительства нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1991. -100 с.

Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 1230; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 13 14 15 16 17 18 19 20 2122

Мы поможем в написании ваших работ!