- •Содержание Книга 1
- •Список табличных приложений Книга 2
- •Список графических приложений
- •1 Введение
- •2Общие сведения о месторождении и Участке недр, предоставлЕнНом в пользование
- •3 Геолого-физическая характеристика месторождения
- •3.1 Геологическое строение месторождения и залежей
- •Тектоническое строение
- •3.1.2 Нефтяная залежь башкирского яруса
- •3.1.1 Нефтяные залежи верейского горизонта
- •3.1.3 Нефтяные залежи визейского яруса
- •3.1.4 Нефтяные залежи турнейского яруса
- •3.2 Гидрогеологические и инженерно-геологические условия. Характеристика режима водонапорного бассейна
- •3.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов
- •3.3.1 Литологическая характеристика пластов
- •3.3.2 Коллекторские свойства пластов
- •3.3.3 Смачиваемость поверхности каналов фильтрации горных пород
- •3.3.4 Физико-гидродинамические характеристики вытеснения нефти
- •3.3.5 Теплофизические параметры пород и пластовых флюидов
- •3.4 Свойства и состав пластовых флюидов
- •3.4.1 Объём исследований нефти и газа
- •3.4.2 Свойства нефти в пластовых условиях
- •3.4.3 Свойства нефти в поверхностных условиях
- •3.4.4 Свойства пластовых вод
- •3.4.5 Растворенный в нефти газ
- •3.5 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
- •3.6 Запасы нефти
- •3.7 Оценка исходной информации для проектирования Оценка достоверности геологического строения
- •Отбор и исследование керна
- •Лабораторные исследования пластовых флюидов
- •Геофизические исследования скважин в процессе бурения
- •Промыслово-геофизические исследования эксплуатационных скважин
- •Гидродинамические исследования скважин
- •4 Цифровые модели месторождения
- •4.1 Цифровые геологические модели месторождения
- •4.1.1Обоснование объемных сеток и параметров модели
- •4.1.2 Построение структурных моделей залежей
- •4.1.3 Построение литологических моделей залежей и распределение фильтрационно-емкостных свойств пластов
- •4.1.4 Построение моделей насыщения пластов флюидами
- •4.1.5 Оценка достоверности геологической модели
- •4.2 Цифровые фильтрационные модели
- •4.2.1 Математические модели расчета фильтрационных процессов на месторождении
- •4.2.2 Исходные данные для построения цифровых фильтрационных моделей
- •4.2.3 Создание фильтрационных моделей Постановка целей исследования
- •Определение областей исследования
- •Выбор типа моделей
- •Обоснование размерностей моделей
- •Этапы построения фильтрационных моделей
- •Создание сетки и схемы выделения слоев
- •Характеристика пластов
- •Относительные фазовые проницаемости
- •Свойства флюидов
- •Начальные условия
- •Моделирование пластовой водонапорной системы
- •Моделирование скважин
- •4.2.4 Уточнение параметров (адаптация) фильтрационных моделей на основе анализа истории разработки
- •5 Состояние разработки месторождения
- •5.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения
- •5.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом
- •5.2.1 Сравнение проектных и фактических показателей разработки
- •5.2.2 Состояние реализации проектного фонда, анализ работы скважин
- •5.3 Текущее состояния разработки эксплуатационных объектов
- •5.3.1 Верейский объект
- •Сопоставление фактических и проектных показателей
- •Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации
- •Пластовое давление
- •Анализ эффективности реализуемой системы разработки
- •5.3.2 Башкирский объект
- •Сопоставление фактических и проектных показателей
- •Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации
- •Пластовое давление. Температура пласта
- •Анализ эффективности реализуемой системы разработки
- •5.3.3 Визейский объект
- •Сопоставление фактических и проектных показателей
- •Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации
- •Пластовое давление
- •Анализ эффективности реализуемой системы разработки
- •5.3.4Турнейский объект
- •5.4 Анализ выполнения решений предыдущего проектного документа
- •5.5 Анализ выполнения программы исследовательских работ
- •6 Проектирование разработки месторождения
- •6.1 Обоснование выделения эксплуатационных объектов
- •6.2 Обоснование вариантов разработки
- •6.3 Обоснование агентов воздействия на пласты и способов поддержания пластового давления
- •6.4 Обоснование выбора системы размещения и плотности сеток добывающих и нагнетательных скважин
- •6.5 Технологические показатели разработки по вариантам
- •7. Методы повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов
- •7.1 Анализ эффективности применяемых методов
- •Верейский объект
- •Башкирский объект
- •Визейский объект
- •Турнейский объект
- •Анализ результатов применения термических методов увеличения нефтеотдачи на башкирском объекте
- •7.2 Обоснование применения методов повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов Обработка призабойной зоны добывающих скважин
- •Перфорационные работы
- •Оптимизация работы глубинно-насосного оборудования
- •Гидроразрыв пласта
- •Ремонтно-изоляционные работы
- •Переход на новый горизонт
- •Ввод из бездействия и других категорий
- •Ввод боковых стволов
- •Одновременно-раздельная эксплуатация
- •Эффективность гтм на нагнетательном фонде
- •Обработка призабойной зоны нагнетательных скважин.
- •Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах
- •Ремонтно-изоляционные работы в нагнетательных скважинах
- •Перевод из добывающих в нагнетательные, переход на новый горизонт, ввод из бездействия и других категорий
- •Анализ выполнения проектной программы гтм по месторождению в целом
- •7.3Программа применения методов на проектный период
- •7.4 Опытно-промышленные работы Опытные работы по внедрению оборудования одновременно-раздельной эксплуатации (орэ)
- •Совместная эксплуатации верейского объекта и верхней пачки башкирского объекта
- •8 Экономический анализ вариантов разработки
- •8.1 Экономические показатели
- •8.2 Оценка капитальных вложений, эксплуатационных и ликвидационных затрат
- •8.3 Налоговая система
- •9 Технико-экономический анализ вариантов разработки
- •9.1 Обоснование коэффициентов извлечения углеводородов
- •9.2 Технико-экономическое обоснование выбора рекомендуемого варианта
- •9.3 Анализ чувствительности
- •10 Конструкция и технология бурения скважин, методы вскрытия и освоения пластов
- •10.1 Пространственное профилирование стволов скважин
- •10.1.1 Пространственное профилирование стволов наклонно-направленных скважин
- •10.1.2 Пространственное профилирование стволов многозабойных горизонтальных скважин
- •10.1.3 Проектирование профилей боковых стволов (бс)
- •10.2 Конструкция и крепление скважин
- •10.2.1 Конструкция и крепление наклонно-направленных скважин
- •10.2.2 Конструкция и крепление многозабойных скважин с горизонтальными окончаниями
- •10.2.3 Конструкция и крепление боковых стволов
- •10.2.3.1 Конструкция бокового наклонно-направленного ствола
- •10.2.3.2 Конструкция бокового горизонтального ствола
- •10.2.3.3 Крепление боковых стволов
- •10.3 Требования к технологии бурения скважин и буровым растворам
- •10.3.1 Требования к технологии бурения
- •Предупреждение аварий с бурильной колонной и буровым оборудованием
- •Предупреждение и ликвидация нефтегазопроявлений
- •Предупреждение поглощений при бурении скважины
- •Предупреждение прочих возможных аварий и осложнений (прихватов, осыпей и обвалов)
- •10.3.1.2 Требования к технологии бурениягоризонтальных многозабойных скважин
- •10.3.1.3 Требования к технологии бурения боковых стволов
- •10.3.2 Требования к буровым растворам
- •10.4 Геофизические (гис) и геолого-технологические исследования (гти) в процессе строительства скважин
- •Геолого-геофизические исследования в процессе строительства многозабойных скважин с горизонтальными окончаниями в продуктивном горизонте
- •10.5 Методы вскрытия продуктивных пластов
- •10.5.1 Первичное вскрытие продуктивных пластов
- •10.5.2 Вторичное вскрытие продуктивных горизонтов
- •10.5.2.1 Вторичное вскрытие продуктивных горизонтов наклонно-направленными стволами
- •10.5.2.2 Вторичное вскрытие продуктивных горизонтов горизонтальными стволами
- •10.6 Освоение скважин
- •11 Техника и технология добычи углеводородов
- •11.1 Анализ и обоснование способов и режимов эксплуатации скважин и применяемого внутрискважинного оборудования
- •11.1.1Анализ способов и режимов эксплуатации скважин
- •11.1.2 Выбор способов механизированной эксплуатации скважин
- •11.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями
- •11.2.1 Мероприятия по предупреждению и борьбе с аспо
- •11.2.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с солеотложениями
- •11.2.3 Мероприятия по предупреждению образования стойких нефтяных эмульсий
- •11.2.4 Мероприятия по предупреждению и борьбе с коррозией
- •11.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин
- •11.4 Требования и рекомендации к системе ппд
- •11.5 Использование попутного нефтяного газа
- •11.6 Годовая производительность, объемы добычи
- •11.7 Обоснование геологических объектов и конструкции поглощающих скважин для утилизации попутно добываемых вод
- •Планируемые мероприятия на 2013 год
- •12. Контроль и регулИрование разработки месторождения
- •12.1 Обоснование сети наблюдательных и пьезометрических скважин
- •12.2 Состав и объем исследовательских работ по контролю за разработкой
- •12.3 Рекомендации по регулированию разработки
- •13 Программа доразведки и исследовательских работ
- •13.1 Доразведка месторождения
- •13.2 Отбор и исследования керна
- •13.3 Промыслово-геофизические исследования скважин
- •13.4 Промыслово-гидродинамические исследования скважин
- •13.5 Физико-химические исследования пластовых флюидов
- •13.6 Индикаторные (трассерные) исследования
- •14 Маркшейдерско-геодезические работы Общие сведения
- •Главные задачи по геологическому и маркшейдерскому обеспечению по использованию участка недр Гремихинского нефтяного месторождения
- •Основные функции служб главного геолога и главного маркшейдера при разработке Гремихинского нефтяного месторождения
- •Организация работы
- •Решения по организации наблюдения за состоянием горного отвода
- •15 Мероприятия по безопасному ведению работ, связанных с пользованием недрами
- •16 Мероприятия по рациональному использованию и охране недр
- •16.1 Характеристика основных источников воздействия на недра и мероприятия по охране недр при бурении скважин
- •16.2 Характеристика основных источников воздействия на недра и мероприятия по охране недр при эксплуатации месторождения
- •16.3 Мероприятия по устранению осложнений в процессе ремонтно-изоляционных работ в эксплуатационных скважинах
- •17 Мероприятия по обеспечению требований в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности при пользовании недрами
- •Мероприятия по охране атмосферного воздуха
- •Мероприятия по охране водных объектов
- •Мероприятия по охране почвенного покрова
- •Мероприятия по охране биоты
- •Специальные мероприятия
- •Мероприятия по безопасному обращению с производственными отходами
- •Предложения по организации локального (производственного) экологического мониторинга
- •Объекты наблюдения создаваемой системы мониторинга
- •Почвенный мониторинг
- •Мониторинг поверхностных вод и донных отложений
- •Мониторинг грунтовых вод.
- •Мониторинг напорных пресных вод
- •Мониторинг продуктивных нефтяных залежей
- •18 Сроки и условия выполнения работ по консервации и ликвидации скважин, промысловых объектов, а также рекультивации земель Ликвидация и консервация скважин
- •Заключение
- •Верейский объект
- •Башкирский объект
- •Верейско-башкирский объект
- •Визейский объект
- •Турнейский объект
- •Список использованных источников
10.3.1.3 Требования к технологии бурения боковых стволов
В соответствии с «Классификатором ремонтных работ в скважинах» [61] зарезка боковых стволов (БС) из действующих скважин классифицируется как капитальный ремонт КР-6-1: «Зарезка новых стволов скважин».
Строительство боковых стволов должно проводиться в соответствии с «Методическим руководством по проектированию, строительству и эксплуатации дополнительных (боковых) стволов скважин» [62], «Инструкцией по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно-направленного или горизонтального ствола скважины» [63], а также Технологической Инструкции Компании «Восстановление скважин методом бурения боковых стволов» [64] и Стандарта Компании «Осуществление инженерно-технологического сопровождения процессов строительства и реконструкции скважин Компании» [65].
Бурение БС при реконструкции скважины должно производиться по рабочему проекту на реконструкцию скважины, разработанному, согласованному и утвержденному в порядке, предусмотренном разделом 1.3 ПБ в НГП [41].
На основании рабочего проекта на реконструкцию скважины Подрядчик по бурению составляет программу бурения БС. Программа бурения БС согласовывается с Сервисными подрядчиками, участвующими в бурении, заканчивании или креплении БС, Заказчиком и утверждается техническим руководителем Подрядчика по бурению БС.
При бурении бокового ствола из колонны диаметром 146 мм в интервале выхода из окна до кровли продуктивного горизонта (не доходя 10-20 м) необходимо использовать бицентричные долота диаметром 120/146 мм, 114/146 или 114/132 мм, дающие возможность получения диаметра ствола большего, чем внутренний диаметр эксплуатационной колонны. Это необходимо для увеличения диаметра ствола и увеличения толщины цементного камня за хвостовиком с целью повышения качества крепления хвостовика. При бурении в остальной части бокового ствола можно использовать долота диаметром 123,8 мм.
Для стабилизации зенитного угла возможно использование компоновки с винтовыми двигателями с установкой между шпиндельной и двигательной секциями центратора диаметром на 1-2 мм меньше, чем долото, в сочетании с одной УБТ над забойными двигателями.
В случае необходимости снижения угла наклона ствола можно применять компоновки без опорно-центрирующих элементов.
При бурении БННС рекомендуется применение долот, обеспечивающих максимальную скорость механического бурения. При бурении БГС рекомендуется применять долота, обеспечивающие максимальную проходку за один рейс.
Применяемые забойные двигатели для бурения боковых стволов должны обеспечивать вращение долота со скоростью 65-190 об/мин, момент на долоте 1-2,3кНм при расходе промывочной жидкости 4-12 л/сек, максимальный угол перекоса 3° (для ВЗД с шарнирным шпинделем 5°).
Применяемые забойные двигатели для разбуривания оснастки хвостовика после крепления должны обеспечивать вращение долота 150-260об/мин, момент 0,5-0,7кНм при расходе промывочной жидкости 3-5л/сек.
Рекомендации и ограничения при зарезке и бурении бокового ствола
Всегда снижать скорость спуска до 0,1 м/с при прохождении КНБК в интервале «окна» в э/колонне.
При не прохождении КНБК через «окно» использовать телесистему.
Избегать циркуляции с вращением долота в эксплуатационной колонне, в особенности вблизи предполагаемого интервала установки подвески хвостовика.
Категорически запрещается вращение инструмента, когда долото или калибратор находятся на рабочей плоскости клина-отклонителя. Данные элементы могут подцепить край клина-отклонителя, что может повлечь его повреждение или проворачивание в обсадной колонне, что приведет к частичному или полному перекрытию «окна».
Для опрессовки забойного двигателя использовать долото без вооружения (с обрезанными лапами).
Опускать КНБК через «окно» в режиме слайдирования и возобновлять бурение только после выхода из «окна» верхнего калибратора.
Не применять более жестких компоновок, чем указанно в программе. Это может привести к заклиниванию инструмента в верхней части «окна» клина-отклонителя.
Если на любом этапе бурения возникнут осложнения при проходе инструмента в интервале «окна», необходимо спустить компоновку из конического фреза и калибрирующего райбера для зачистки зоны «окна».
При необходимости проведения ловильных работ в интервале «окна» необходимо использовать ловильный инструмент наименьшего наружного диаметра из всех инструментов, подходящих для данной операции. В тех случаях, когда применяются овершоты или ловильные колокола, рекомендуются использовать направляющие юбки с неглубоким фигурным вырезом (12,7-25,4 мм). Ловильные компоновки должны быть как можно менее жесткими. Непосредственно над любым ловильным инструментом рекомендуется размещать полномерный проходной калибрующий райбер (наружный диаметр соответствует типоразмеру долота для данной колонны) с целью обеспечения центрирования инструмента и предотвращения зацепов фигурного выреза или иных кромок инструмента с верхней или нижней частью рабочей плоскости отклонителя. Если необходимо, проходной райбер может быть использован для зачистки любых уже имеющихся повреждений «окна».