вкр Дрозд. ВКР Дроздов. 1 характеристика месторождения 6
 Скачать 1.04 Mb.
|
4.4 Требования к технологии бурения боковых стволовВ соответствии с «Классификатором ремонтных работ в скважинах» 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», «Инструкцией по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно-направленного или горизонтального ствола скважины», а также Технологической Инструкции Компании «Восстановление скважин методом бурения боковых стволов» и Стандарта Компании «Осуществление инженерно-технологического сопровождения процессов строительства и реконструкции скважин Компании». Бурение БС при реконструкции скважины должно производиться по рабочему проекту на реконструкцию скважины, разработанному, согласованному и утвержденному в порядке, предусмотренном ПБ в НГП. 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. ЗАКЛЮЧЕНИЕВ данной дипломной работе были проанализированы методы интенсификации нефтеотдачи на Приобском месторождении (ХМАО). Приведены общие сведения о месторождении, геолого-физической характеристике, анализ разработки. Наибольшей накопленной дополнительной добычей нефти характеризуются мероприятия по ГРП, что объясняется благоприятными факторами для их проведения (наличие чисто нефтяной зона пласта, отсутствие водонасыщенных интервалов). Новые технологии проведения ГРП, в частности пенное ГРП, показало свою перспективность. Скважины ГС МСГРП характеризуются значительно более высокими показателями эксплуатации в сравнении с традиционными ГС. При бурении ГС МСГРП применяются методы современной геонавигации. Работы выполняются при строжайшем контроле на каждом этапе. Процесс создания трещин на участках ГС контролируемый. Наибольшей удельной дополнительной добычей характеризуются методы ГС МСГРП и БГС МСГРП – 19,2 тыс.т/скв и 7,6 тыс.т/БС соответственно. Эффект от работы по оптимизации режимов работы скважин высокий и свидетельствует об эффективной работе системы ППД. Наиболее массово оптимизации проводятся на участках, где разработка ведется около трех лет, а осуществление закачки ведётся на протяжении двух лет. Наблюдается повышение эффективности (с 2013 года) от применения методов выравнивания профилей приемистости и притока за счёт подбора оптимального размера оторочки, а также за счёт корректного подбора участков, характеризующихся высокой степенью выработки запасов и обводненностью добываемой продукции более 50%. Остальные методы на Приобском месторождении широко не распространены и имеют второстепенный характер. На перспективу требуются МУН и ГТМ, направленные на: - увеличение продуктивности скважин в условиях низкопроницаемого коллектора – ГРП, ГС МСГРП; - реализацию эффекта от ППД – оптимизация работы глубинно- насосного оборудования; - увеличение охвата вытеснением, путем селективного отключения высоко проницаемых, обводнённых интервалов и вовлечение низко проницаемых – ВПП; - апробацию новых технологий. |