Повышение нефтеотдачи пластов и интенсификация добычи нефти в ООО 'РУ-Энерджи КРС-МГ'. Дипломная (ВКР). Другое.
⚡ 👉🏻👉🏻👉🏻 ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ЗДЕСЬ ЖМИТЕ 👈🏻👈🏻👈🏻
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!
Похожие работы на - Повышение нефтеотдачи пластов и интенсификация добычи нефти в ООО 'РУ-Энерджи КРС-МГ'
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Нужна качественная работа без плагиата?
Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу Без плагиата!
Глава 1. Теоретические аспекты зарезки боковых стволов на
нефтегазовом месторождении
1.1 Понятие и цели зарезки бокового ствола скважины
1.2 Применяемые техника и технологии, а также способы отбора
скважин при проведении зарезки боковых стволов
1.2.1 Критерии отбора и классификация скважин для их восстановления
путем бурения вторых стволов
1.2.2 Принципиальный подход к выбору скважин для бурения боковых
стволов и оценки эффективности их эксплуатации
1.2.3 Выбор способа зарезки бокового ствола скважины
1.2.4 Выбор интервала зарезки второго ствола скважины
1.2.5 Забуривание второго ствола скважины через щелевидный вырез в
эксплуатационной колонне
1.2.6 Забуривание второго ствола скважины в интервале сплошного
выреза обсадной колонны роторным способом
1.2.7 Техника и технология бурения дополнительного ствола из
вырезанного участка обсадной колонны с забойными двигателями
1.2.9 Профиль боковых горизонтальных стволов (БГС)
1.3 Методика расчета показателей экономической эффективности
проведения зарезки бокового ствола
Глава 2. Характеристика и анализ фонда скважин самотлорского
месторождения
2.1 Орогидрографическая и экономическая характеристика района
История открытия Самотлорского месторождения
2.1.1 Орогидрографическая и экономическая характеристика района
2.1.2 Геолого-геофизическая изученность и история открытия
Самотлорского месторождения
2.2 Геологическая характеристика района. Состав и свойства нефти и
газа Самотлорского месторождения
2.2.3 Общая литологическая характеристика продуктивных пластов
Нижневартовского свода
2.2.4 Состав и свойства нефти и газа
2.3 Анализ фонда скважин самотлорского месторождения
Глава 3. Экономическая эффективность зарезки боковых стволов на
месторождении "Самотлор"
3.1.3 Устьевое и скважинное оборудование, применяемое на
Самотлорском месторождении
Расчёт платы за загрязнения окружающей среды
3.3 Расчет экономической эффективности проведения зарезки бокового
ствола на Самотлорском месторождении
Нефтегазовая отрасль, являющаяся основой экономики России, от
которой зависит обеспечение нужд всех отраслей промышленности, сельского
хозяйства и населения в углеводородном сырье и топливе, а также основные
валютные поступления страны, переживает глубокий кризис. Подавляющая часть
запасов нефти и газа сосредоточена в разрабатываемых месторождениях, многие из
которых находятся в режиме падающей добычи или приближаются к этому этапу.
Серьёзной проблемой для отрасли остаётся низкий объем
капитальных вложений в строительство новых скважин. Фонд бездействующих и
малодебитных скважин из года в год увеличивается. В настоящее время в России
простаивает свыше 40000 скважин. Например, удельный вес бездействующего фонда
скважин в Западной Сибири составляет более четверти всех скважин. Аналогичная
тенденция роста числа бездействующих и малодебитных скважин присуща другим
нефтегазодобывающим регионам страны. Поэтому в настоящее время основным
направлением деятельности нефтегазодобывающих предприятий становится ремонт
старых скважин. Перспективным методом является восстановление бездействующих
или увеличение дебита работающих скважин путем бурения бокового наклонного или
горизонтального ствола из вырезанного участка обсадной эксплуатационной
колонны.
Бурение боковых стволов дает возможность увеличить дебит
старой скважины за счет вскрытия пластов ранее считавшихся нерентабельными или
пропущенных, более продуктивных зон пласта, а также позволяет обойти зоны
загрязнения и обводнения пласта в пласте.
Стоимость и срок окупаемости капитальных затрат на
строительство бокового ствола значительно ниже аналогичных показателей бурения
новой скважины за счет использования большей части ствола существующей скважины
и имеющейся инфраструктуры месторождения.
Кроме того, боковой ствол проходит вблизи зоны продуктивного
пласта, которая уже охарактеризована керновым материалом и каротажными данными,
результатами испытания и эксплуатацией старой скважины, что существенно
сокращает затраты на геофизические исследования.
Системное использование технологии бурения боковых стволов в
конкретном нефтегазодобывающем регионе равноценно открытию нового
месторождения.
Помимо экономического эффекта в денежном выражении бурение
боковых стволов уменьшает техногенное воздействие буровых работ на окружающую
среду и позволяет сохранить рабочие места на нефтегазовых месторождениях.
Технология бурения боковых стволов для получения
дополнительной добычи нефти или газа не является новым методом. Начиная с
середины 50-ых годов на нефтяных месторождениях СССР бурили из "окна"
в обсадной колонне боковые стволы, проводка которых осуществлялась параллельно
старому стволу. Технология основана на неориентируемом способе забуривания
бокового ствола и использовалась только для обхода зон загрязнения и обводнения
коллектора или механических препятствий в скважине.
При наклонной проводке бокового ствола появляется возможность
вскрытия наименее истощенной части продуктивного пласта с последующим его
пересечением под большим углом или горизонтально.
В сравнении с вертикальной скважиной, наклонный боковой ствол
может значительно увеличить отбор из тонкослоистого пласта, где из-за малой
мощности невозможно разместить горизонтальный ствол в каждом отдельном
пропластке. Бурение горизонтальных боковых стволов в маломощных пропластках
гораздо эффективнее гидроразрыва.
Бурение боковых стволов дает следующие возможности:
восстановление продуктивности аварийных скважин,
доступ в которых к интервалу эксплуатации затруднен или невозможен;
- увеличение производительности малодебитных скважин
за счет вскрытия менее дренированной части пласта в обход конусов обводнения;
вскрытие пропущенных продуктивных объектов при
направленном бурении бокового ствола;
уточнение состояния выработки и потенциальных
запасов отдельных пластов.
Растущие требования в строительстве наклонных и
горизонтальных боковых стволов из старых скважин заставили зарубежные сервисные
компании резко увеличить объем услуг в этой области. Совершенствование техники
и технологии позволило увеличить число скважин, из которых можно бурить боковые
стволы по малому и среднему радиусам кривизны. Объём наклонных и горизонтальных
боковых стволов постоянно увеличивается.
Большие перспективы повышения нефтеотдачи пластов и
интенсификации добычи нефти в ООО "РУ-Энерджи КРС-МГ" связаны с
бурением боковых ответвляющих стволов.
Зарезку боковых стволов на месторождениях ООО
"РУ-Энерджи КРС-МГ" проводят в три этапа. На первом этапе бурение
боковых стволов проводится в аварийных скважинах с целью возврата их в
эксплуатацию и в скважинах высоко обводненных за счет заколонных перетоков и
образования конусов обводнения, где другие методы снижения обводненности не
дали результатов. На втором этапе проводится зарезка боковых стволов в слабо
выработанных зонах пластов с целью довыработки запасов и интенсификации добычи
нефти. Третий этап бурения боковых стволов предусматривается в скважинах
низкопродуктивных зон пластов с сохранением первоначального ствола. Этот этап
бурения боковых стволов будет начат после отработки в ООО "РУ-Энерджи
КРС-МГ" технологии одновременной регулируемой эксплуатации нескольких стволов
в одной скважине. В дипломном проекте рассматривается технология восстановления
скважин методом бурения бокового ствола на Самотлорском месторождении,
применяемое оборудование, проводимые геофизические работы.
Одна из основных причин бездействия скважин - авария, т. е.
прекращение технологических процессов, вызванное поломками, прихватом
инструмента, колонны труб и другого технологического оборудования с последующим
оставлением их на забое.
Значительный объем работ при ликвидации аварий в бурящихся и
эксплуатационных скважинах занимает фрезерование аварийных металлических
предметов, с последующим их извлечением. Это наиболее распространенный и
трудоемкий процесс, зачастую приводящий к экономической нецелесообразности
продолжения работ, тем самым, выводя скважину в бездействующий фонд. В
последние годы в отечественной и зарубежной практике применяется способ
возвращения скважин в эксплуатацию после тяжелых и малоэффективных ремонтов с
помощью зарезки боковых стволов. [7]
Зарезка боковых стволов - это эффективная технология,
позволяющая увеличить добычу нефти на старых месторождениях и коэффициент
извлечения нефти из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые
не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами.
Путем бурения боковых стволов в разработку вовлекаются ранее
не задействованные участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти,
добыча которых ранее не представлялась возможной.
Применение технологии ЗБС способствует увеличению нефтеотдачи
пластов и фактически заменяет уплотнение скважин. Соответствующие технологии
помогают сохранить скважину и сэкономить затраты на освоение скважины.
Впервые бурение второго ствола в нашей стране было
осуществлено в 1936 г. Следует подчеркнуть, что эффективность таких работ была
не очень высока по различным причинам и в первую очередь из-за низкой
эффективности инструментов, техники и технологии. Из-за отсутствия технических
средств в настоящее время простаивают более 40 тыс., нефтяных скважин - это
более 20 % всего фонда скважин.
Зарезка второго ствола стала одной из наиболее
инвестиционно-привлекательных технологий, направленных на стабилизацию и
дальнейший рост нефтедобычи на месторождениях, разрабатываемых ООО
"РУ-Энерджи КРС-МГ". В значительной степени это объясняется тем, что
на разрабатываемых месторождениях накопился фонд аварийных, высокообводненных,
малодебитных скважин, требуемых существенных затрат на проведение капитального
ремонта. При этом экономическая эффективность других предлагаемых технологий
незначительна, кратковременна или вообще отсутствует. Бурение же новых скважин
для замены вышедших из эксплуатации в целях восстановления сетки скважин на
большинстве месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки
является нецелесообразным. В этих условиях в качестве альтернативного решения
может рассматриваться бурение второго ствола из существующей скважины.
Большинство обычных вертикальных скважин на месторождениях
Западно-Сибирского региона Российской Федерации находятся в эксплуатации от 10
до 50 лет. Зачастую простые операции капитального ремонта, такие как
дополнительная перфорация, кислотная обработка или гидроразрыв пласта,
значительно увеличивают добычу. Но в некоторых случаях эффективным решением
является использование скважин для бурения из них боковых стволов с
горизонтальным заканчиванием.
Зарезка и бурение наклонно-направленных и горизонтальных
боковых стволов скважин служит для интенсификации системы разработки
месторождений, увеличения коэффициента извлечения нефти из продуктивных пластов
и фондоотдачи капиталовложений.
Производство работ по бурению выполняется по индивидуальному
плану работ на зарезку и бурение бокового ствола с горизонтальным участком из
обводненной или бездействующей эксплуатационной скважины, в основу которого
должны быть заложены технико-технологические решения. [7]
Бурение боковых стволов осуществляется в соответствии
технологическими решениями проектных документов на разработку месторождения и с
учетом текущего состояния структуры остаточных запасов нефти. К зарезке боковых
стволов пригодны практически все скважины. При этом можно выделить следующие
цели зарезки:
. Выработка недренируемых участков (краевые зоны
месторождений). В основном запасы, расположенные в краевых зонах месторождений
или вблизи границы выклинивания пласта характеризуются малыми толщинами при
высоких коэффициентах нефтенасыщенности. Как правило, заложение на этих
участках новых скважин экономически нецелесообразно. Однако в некоторых случаях
из пробуренной скважины можно зарезать боковой ствол и получить дополнительную
добычу нефти, извлечь которую другими средствами невозможно.
. Интенсификация добычи из малопроницаемых коллекторов.
Бурение горизонтальных боковых стволов из старых наклонно-направленных скважин
показало высокую эффективность по малопроницаемым юрским отложениям.
. Снижение обводненности продукции. В высокообводненных
пластах остаются участки с высокой нефтеносностью. При разбуривании боковыми
горизонтальными стволами подкровельной части таких пластов удается существенно
повысить коэффициент извлечения нефти. Фактически проводится уплотняющее бурение,
но с более низкими затратами.
. Уход от фронта обводнения (нагнетания). При разработке
пластов с использованием жестких систем заводнения при прорыве фронта
закачиваемых вод добывающие скважины быстро обводняются. В большинстве случаев
не удается надежно изолировать обводненные интервалы пласта, поэтому зарезка
бокового горизонтального ствола с уходом от фронта нагнетания в данном случае
является самым эффективным методом.
. Переход на другой (нижележащий) пласт, доразведка. [11]
Основными критериями выбора скважин с ответвляющимся стволом
являются:
текущая нефтенасыщенность на дату бурения не менее 46.2%;
текущие балансовые запасы нефти на неконтактных участках не
менее 65 тыс. т, на контактных участках не менее 98 тыс. т;
нефтенасыщенная, контактная с газом, толщина пласта не менее
7.0 м;
нефтенасыщенная, контактная с водой, толщина не менее 6.0 м;
нефтенасыщенная, контактная одновременно с водой и нефтью,
толщина не менее 9 м и бесконтактная нефтенасыщенная толщина не менее 4 м.
·
скважины,
требующие для глушения утяжеленную жидкость с удельным весом более 1,30 г/см 3 ;
·
скважины
с начальным дебитом, не обеспечивающим самоокупаемость работ с учетом
рентабельности;
·
скважины
с прогнозным объемом добычи не обеспечивающим самоокупаемость работ с учетом
рентабельности.
Поверхностные ограничения (сезонные): [5]
·
скважины
расположенные в пойме рек, к которым нет дорог;
·
отсутствие
электроэнергии, работы можно производить только с дизель электростанцией;
Ограничение по параметрам скважины: [4]
·
профиль
скважины имеет кривизну, не позволяющую производить работы по зарезке второго
ствола (интенсивность кривизны более 5° на 10 метров);
·
наличие
в скважине металлических пластырей или манжетов из труб выше предполагаемой
точки зарезки второго ствола (максимальная глубина вырезки "окна" на
400 метров выше кровли пласта).
·
текущий
искусственный забой не позволяющий производить зарезку второго ствола (выше
кровли пласта более 400 метров).
Классификация аварийных скважин [4]
·
вертикальный
или субгоризонтальный второй ствол с зарезкой из основного ствола до 200 метров
выше зоны перфорации без учета азимута направления нового ствола со смещением
до 100 метров;
·
вертикальный
или субгоризонтальный второй ствол с зарезкой из основного ствола до 200 метров
выше зоны перфорации с учетом азимута азимута направления нового ствола со
смещением более 100 метров.
Вскрытие пласта горизонтальным стволом: [4]
·
в
пластах с однородной литологией или расстоянием между нижней и верхней границей
пласта менее 10 метров и с сектором направления бурения более 15° по азимуту;
·
в
пластах с однородной или неоднородной литологией и расстоянием между нижней и
верхней границей пласта менее 10 метров.
·
хвостовик
с полным цементированием;
·
хвостовик
- фильтр и цементирование выше фильтра;
·
хвостовик
- фильтр с изоляцией пакерами.
Выбор участков и зон залежей, эффективных для бурения боковых
стволов должен проводиться с использованием постоянно действующих
геолого-технологических моделей разрабатываемых залежей. Однако, в настоящее
время, ни по одному месторождению, разрабатываемому ООО "РУ-Энерджи
КРС-МГ", не создано ни одной постоянно действующей модели,
позволяющей учитывать влияние на разработку перечисленных выше факторов. В
связи с этим, в ближайшие 2-3 года выбор участков и зон залежей, эффективных
для бурения боковых стволов, будет в основном проводиться обычным аналитическим
способом с использованием всего геологического материала и результатов
разработки залежей и исследований скважин по следующей схеме: [7]
выявление фонда аварийных, высокообводненных и
низкодебитных скважин, реабилитация которых возможна только с бурением бокового
ствола;
- оценка характера выработки запасов на участках,
прилегающих к выделенным скважинам-кандидатам;
обоснование выбора точки вскрытия пласта и
направления проводки горизонтальной или пологой частей бокового ствола;
обоснование оптимальных интервалов вторичного
вскрытия пласта и требований по величине максимальной допускаемой депрессии;
обоснование перспектив применения методов
воздействия на пласт, включая ГРП;
оценка влияния ввода бокового ствола на показатели
эксплуатации участка;
технико-экономическая оценка бурения и эксплуатации
бокового ствола.
Оценка характера выработки запасов нефти методами ГИС на
участках предполагаемого
бурения боковых стволов, основывается на имеющейся геофизической информации и
анализе результатов исследований добывающих, нагнетательных и контрольных
скважин.
По результатам анализа выявляется механизм выработки запасов
нефти, распределение текущей нефтенасыщенности по пропласткам в пределах
участка залежи (при возможности с определением коэффициента текущей
нефтенасыщенности); устанавливается текущее положение водонефтяного и
газонефтяного контактов, а также уточняются характеристики скважины-кандидата;
наличие заколонных перетоков, техническое состояние эксплуатационных колонн, и
т.д.
Во всех скважинах с повторным вскрытием боковым стволом ранее
дренируемого ею пласта необходимо провести дополнительные исследования, если
они ранее не проводились, по определению профиля притока, установлению
источника обводнения и технического состояния эксплуатационной колонны
(термометрией, термокондуктивной расходометрией, плотнометрией,
резистивиметрией, стационарным нейтронным методом при остановке скважины с
задавкой солевого раствора CАT).
При наличии в районе предполагаемого бурения второго ствола
транзитных скважин, НГДУ организует проведение дополнительных исследований по
определению текущей нефтенасыщенности в неперфорированной колонне в интервале
пласта методом сейсмического (СК) или широкополосного акустического каротажа
(АКШ).
Рекомендации по проводке бокового ствола делаются на
основании геологического строения пласта на участке залежи и по результатам
оценки характера выработки запасов нефти. Предполагается три типа проводки
бокового ствола по пласту: вертикально-наклонная, пологая (зенитный угол более
60°) и горизонтальная.
В первую очередь рассматривается возможность
вертикально-наклонного бурения с зенитным углом проходки пласта менее 60°.
Вертикально-наклонная проводка ствола экономически предпочтительнее в
слабозаводненных, чистонефтяных монолитных зонах залежей с проницаемостью
коллекторов более 30 мкм 2 .
В водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зонах
наиболее эффективной является горизонтальная проходка по продуктивному пласту с
длиной горизонтальной части при стандартной сетке скважин 100-200 м на
расстоянии не менее 3-4 м от плоскостей газонефтяного (ГНК) и водонефтяного
контактов (ВНК).
В чистонефтяных высокозаводненных зонах предпочтение также
отдается горизонтальной проходке по слабовыработанному интервалу пласта. В
случае, когда определение поинтервальной выработки пласта невозможно,
рекомендуется предварительная (пилотная) вертикальная или наклонная проходка
интервала пласта, по результатам исследования которого геофизическими и
гидродинамическими методами, дается заключение о сохранении такой проводки
ствола по пласту или предложение бурения горизонтальной или пологой его части
по слабовыработанному интервалу. В комплекс исследований входят: стандартный
каротаж АМ-0.5 и каротаж методом самопроизвольной поляризации (ПС),
индукционный каротаж, боковой каротаж, кавернометрия, гамма-каротаж,
компенсационный нейтронный каротаж, инклинометрия, резистометрия.
По результатам геофизических и гидродинамических исследований
делается заключение о необходимости поинтервального цементирования заколонного
пространства. При толщине пласта менее 4 м, более эффективной является пологая
(более 60°) проходка с пересечением всей нефтенасыщенной толщины пласта. [10]
В низкопродуктивных чистонефтяных зонах залежей, предпочтение
отдается пологой проходке по пласту с учетом в последующем проведения
направленного гидроразрыва пласта (ГРП), с отходом от забоя основного ствола на
150-300 м при стандартной плотности сетки скважин, при возможности с
сохранением основного ствола. При условии непроведения в последующем
направленного ГРП и низкой выработкой запасов, более эффективной является
горизонтальная проходка по пласту с длиной горизонтальной части до 300 м. Для
сохранения фильтрационных свойств коллекторов в призабойной зоне пласта (ПЗП)
рекомендуется первичное вскрытие проводить на депрессии или равновесии, а
интервал пласта не цементировать, а обсаживать щелевым фильтром, т.к.
цементирование заколонного пространства в интервале низкопроницаемого
неоднородного пласта, как правило, ведет к снижению продуктивности скважины в
1.5-5 раз.
Для сведения к минимуму влияния интерференции, точка вскрытия
пласта при стандартной плотности сетки скважин должна быть по радиусу, не
ближе, чем в 50 м от основного ствола. При этом забой бокового ствола должен находиться
на расстоянии не менее 200 м от забоя окружающих добывающих скважин. В
низкопродуктивных пластах допускается приближение забоя бокового ствола к забою
нагнетательной скважины на расстояние до 250м, а в пластах с повышенной
продуктивностью до 350 м. Направление проводки горизонтальной или пологой
частей бокового ствола, между окружающими добывающими скважинами должно
предусматривать в последующем бурение боковых стволов из других скважин.
Азимутальное направление и тип профиля горизонтального участка определяются
зональной и послойной выработкой запасов нефти, учитывающей продуктивность
скважин и текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) в их зонах дренирования.
Выделяется три конструкции забоя: зацементированная до забоя
сплошная эксплуатационная колонна; интервал пласта обсажен щелевым фильтром;
поинтервальное цементирование интервала пласта (комбинированная конструкция
зацементированные и обсаженные щелевым фильтром интервалы пласта).
Как известно из практики, основное влияние на продуктивность,
особенно в низкопроницаемых залежах, оказывает цементирование заколонного
пространства скважин в интервале пласта, в которых дебит может быть ниже в
1,5-5 раз, чем в скважинах обсаженных щелевым фильтром или с открытым забоем.
Поэтому наиболее эффективной является обсадка интервала щелевым фильтром,
исключающим разрушение призабойной зоны пласта. Однако, в случае вскрытия
высокозаводненного участка пласта, когда он представлен чередованием промытых
водой, с повышенной проницаемостью и частично промытых водой с пониженной
проницаемостью прослоев, эффективность эксплуатации бокового ствола будет
определяться степенью изоляции водопромытых интервалов пласта. В этом случае,
по результатам исследований (возможно бурение "пилотного" ствола)
должно проводиться поинтервальное или полное цементирование заколонного
пространства в зависимости от вида проходки по пласту (горизонтальной, пологой,
вертикально-наклонной) и особенностей строения пласта.
В низкопродуктивных слабозаводненных зонах залежей,
конструкция забоя должна позволять проведение ГРП. Гидроразрыв пласта
проводится только при пологой и вертикально-наклонной проходке пласта. При
выборе боковых стволов для проведения ГРП используются геолого-физические
критерии применяемые для обычных скважин с учетом конструкции забоя.
При оценке показателей эксплуатации участков с боковыми
стволами обосновываются как показатели работы бокового ствола, так и показатели
эксплуатации участка. При этом также делается обоснование оптимальной депрессии
на пласт не только для боковых стволов в водонефтяных, газонефтяных и
водогазонефтяных зонах, но и для высокозаводненных участков залежей, так как
они представляют собой недонасыщенные нефтью водонефтяные зоны. [11]
Основной вариант зарезки бокового ствола заключается в
вырезании "окна". В скважину спускается клин-отклонитель (уипсток) с
ориентирующим
устройством и устанавливается на искусственным забой. Работы
по спуску и установке клин-отклонителя производятся в соответствии с технологией
фирм-производителей.
Спуск компоновки на стальных бурильных трубах (СБТ)
производится с замером длины инструмента, со скоростью не более 0.2 м/с.
Установка клин-отклонителя в наклонно-направленных скважинах
должна производиться ориентировочно в пределах ±90 0 по
отношению к азимуту искривления основного ствола в месте установки.
После установки клин-отклонителя, компоновка с подвесным
устройством и телесистемой поднимается, спускается компоновка для вырезания
"окна".
Второй вариант забуривания бокового ствола рекомендуется
осуществлять путем вырезания части эксплуатационной колонны, установки
цементного моста на всю длину вырезанной части и забуриванием бокового ствола с
цементного моста.
При зарезки вторых стволов из обсадных колонн, вырезание окна
с клина, чаще всего является более предпочтительным приемом, чем фрезерование
секции обсадной колонны по следующим причинам:
. На участке вырезания окна высокое качество цементирования
обсадной колонны не обязательно, в то время как при сплошном фрезеровании
колонны при показаниях приборов акустической цементометрии (АКЦ) менее 70 %
рекомендуется проводить дополнительное цементирование под давлением.
. С точки зрения геологического разреза, окна можно вырезать
в любых породах, тогда как при фрезеровании секции желательно иметь в этом
интервале песчаные породы.
. При фрезеровании секции обсадной колонны для обеспечения
выноса стружки к параметрам бурового раствора и режиму промывки предъявляются
особые требования. При вырезании окна никаких специальных требований, ни к
параметрам бурового раствора, ни к режиму промывки нет.
. При вырезании окна не возникает проблем, связанных с
выносом металлической стружки, так как при вырезании окна образуется мелкая
стружка, а объем фрезеруемого металла в 4-6 раза меньше, чем при фрезировании
секции колонны.
. Зарезка второго ствола при использовании клина,
гарантированна на 100 %, тат как осуществляется одновременно с вырезом окна. В
случае фрезировании секции обсадной колонны, зарезка второго ствола является
отдельной операцией, и ее успех не всегда гарантирован, так как зависит от
целого ряда факторов:
качества установленного цементного моста;
типа и крепости пород в интервале зарезки;
типа компоновки низа бурильной колонны (КНБК), режима зарезки
и т.д.
. Начало второго ствола, образованное желобообразным
металлическим клином надежнее, чем образованное в цементном камне, так как этот
участок в дальнейшем, будет подвергаться воздействием элементов КНБК и замков
бурильных труб при спускоподъемных операциях и вращении бурильной колонны.
Разрушение цемента в интервале второго ствола может привести к непредвиденным
проблемам.
. В вертикальных скважинах, благодаря применению
гигроскопического инклинометра, клин ориентируется, и новый ствол зарезается сразу
в нужном направлении. В случае фрезирования секции, второго ствол чаще всего
забуривается произвольно и только за тем разворачивается в нужном направлении.
. Операция по вырезанию окна, как правило, дешевле операции
фрезерования секции обсадной колонны. [10]
При выборе интервала зарезки второго ствола скважины
руководствуются следующими критериями: [4]
·
глубиной
от устья до верхнего края залегания аварийного оборудования, исходя из этого,
второй ствол забуривают на 30 - 50 метров выше верхнего края аварийного
оборудования;
·
наличием
в месте предполагаемой зарезки одной эксплуатационной колонны;
·
наличием
цементного кольца за обсадной колонной, его качеством;
·
устойчивостью
стенок скважины и минимальной твердостью горных пород, для этого лучше всего
подходят глинистые пропластки;
·
максимальной
интенсивностью искривления ствола скважины выше интервала забуривания, она не
должна превышать 2-3 градуса на 10 метров;
·
глубиной
нахождения муфт эксплуатационной колонны в интервале предполагаемого выреза;
·
герметичностью
эксплуатационной колонны в предполагаемом интервале;
·
глубиной
кровли продуктивного пласта;
·
отклонением
нового ствола от вертикали;
·
радиусом
искривления в интервале набора зенитного угла;
На основании всего вышеперечисленного выбирают интервал и
проектируют профиль скважины для зарезки второго ствола.
Забуривание через щелевидный вырез в колонне проводят в три
этапа: устанавливают клиновой отклонитель; фрезеруют вырез в колонне;
забуривают дополнительный ствол. [5]
- райбер; 2 - направление; 3 - болт; 4 - отклонитель; 5 -защелка;
6 - фиксатор; 7 -плашка; 8 - шток; 9 - пружина
Рис. 1.2.5.1. Схема отклонителя висячего типа,
устанавливаемого на стыке труб:
При создании выреза применяют, как правило, стационарные
отклонители (рис
Похожие работы на - Повышение нефтеотдачи пластов и интенсификация добычи нефти в ООО 'РУ-Энерджи КРС-МГ' Дипломная (ВКР). Другое.
Эссе Мое Отношение К Законам Хаммурапи
Контрольная работа: Анатомия и физиология заднего мозга. Строение и механизм кровообращения
Курсовая Работа На Тему Предпринимательство В Рф: Сущность, Виды И Субъекты
Итоговая Годовая Контрольная Работа 5 Класс
Курсовая работа по теме Проект в середовищі візуального програмування Visual Studio
Курсовая Работа На Тему Статистическое Изучение Страхового Рынка
Контрольная работа по теме Характеристика основних показників діяльності страхових компаній України за 2009–2022 рр. Складання рейтингу страхових компаній України за збором страхових премій протягом 5 років
Сочинение: Евгений Онегин - герой своего времени. 2
Курсовая Работа База Данных Туристической Фирмы
Контрольная Работа На Тему Сучасне Районування України. Основні Чинники Та Принципи Розміщення Підприємств Теплової Електроенергетики
Контрольная работа: Государственный надзор и промышленная безопасность
Получение Водорода Лабораторная Работа
Дипломная работа: Формирование грамматических навыков у учащихся вторых классов на основе "грамматических сказок"
Реферат по теме Компьютерные информационные технологии - основа образования XXI века
Реферат по теме Основные виды человеческой деятельности
Реферат: Факторы формирующие качество продтоваров
Курсовая работа по теме Роль экскурсий в развитии наблюдательности у младших школьников
Курсовая работа: Фитобентос континентальных водоемов
Контрольная работа по теме Організаційні структури управління
Реферат по теме Шотландия
Реферат: Transcendentalists Essay Research Paper Transcendentalism For
Реферат: Основные подходы, используемые при построении организационных структур в современных условиях
Контрольная работа: Воздействие низких температур на организм человека. Маниакально-депресивный психоз