разработка. Горизонтальных и многозабойных
 Скачать 2.56 Mb.
|
2.Перспективыбурениябоковыхстволов ГС.Основными преимуществами бурения бокового ствола являются: использование бездействующих скважин для восстановления скважин строитель- ством БС; сокращение затрат на строительство скважин за счет использования ранее пробурен- ного ствола; уплотнение плотности скважин за счет протяженных горизонтальных стволов В итоге применение зарезки боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефте- газ» позволило добиться следующих результатов: Зарезка нескольких боковых стволов. Данное направление перспективно для новых месторождений, так как позволяет значительно сократить затраты на строительство новых скважин, коммуникаций и скважинное оборудование. Данные работы не нашли широкого применения из-за невысокой ремонтопригодности, а также проблемой про- ведения ГИС. Зарезка БС на депрессии с использованием комплекса «Непрерывная труба». Этот метод позволят значительно повысить продуктивность скважин, обеспечивает безава- рийную проводку горизонтальных скважин на баженовскую свиту, арктеризующуюся аномально высоким пластовым давлением. Зарезка БС на депрессии обычной бригадой КРС с использованием дополнительного противовыбросового оборудования. Преимущество данного способа в том, что он не требует большого объема подготовительных работ, как при бурении комплексом «Не- прерывная труба» Наиболее простой способ. Сначала бурят до кровли продуктивного пласта, спускают обсадную колонну и цементируют, после чего приступают к разбуриванию продук- тивного пласта до намеченного забоя. Конструкция обладает наилучшим гидродина- мическим совершенством. Достоинства метода: состав, свойства промывочной жидкости выбирают с учетом особенностей данного пласта; исключена опасность загрязнения продуктивного пласта цементным раствором; снижается расход обсадных труб и тампонажных материалов; нет необходимости использовать методы вторичного вскрытия для сообщения ствола скважины с пластом; стоимость вскрытия – минимальна. Область применения: только пласты, сложенные прочными, устойчивыми породами (например, карбонаты), пласты насыщенные одной жидкостью. Недостатки: ограниченность или даже невозможность эксплуатации продуктивных горизонтов сложного строения, т.е. пласт должен быть однородным; небольшая толщина продуктивного горизонта; невозможность эксплуатации скважины с достаточно большими депрессиями вслед- ствие разрушения продуктивного горизонта (обвалы призабойной зоны ствола). Б) Открытый забой с фильтром. Отличается от 1-го тем, что ствол скважины в продуктивном пласте укрепляют специ- альным гравийным фильтром. Установка гравийных фильтров – способ, предотвра- щающий разрушение коллектора при эксплуатации скважины. Длина щели фильтра – 50 мм, расстояние между смежными рядами – половина длины щели, ширина щели – 1,5-3 мм. Область применения: Способ используется для вскрытия слабосцементированных коллекторов, для предотвращения выноса песка, по сравнению с предыдущим спосо- бом здесь больший расход обсадных труб. В) Открытый забой с предварительно перфорированной трубой. Этот способ используется для предотвращения загрязнения продуктивного пласта це- ментным раствором. Отличается тем, что нижний участок эксплуатационной колонны составляют из труб с заранее профрезерованными щелями и цементируют скважину только выше кровли продуктивного горизонта. Для этого в верхней части кровли пла- ста устанавливают пакер, который позволяет зацементировать все, что находится выше продуктивного пласта. Этот способ можно использовать только в тех случаях, когда продуктивный пласт сложен: прочной горной породой и не разрушается при создании сравнительно большой де- прессии для получения притока; насыщен только одной жидкостью (нефть или газ); коллекторские свойства по толщине пласта практически не изменяются. Г) Закрытый забой. Наиболее распространенный метод, менее дешевый и простой по исполнению. В этом случае продуктивный пласт разбуривается и цементируется до забоя. Преимущества: надежная изоляция пройденных горных пород; возможность дополнительного вскрытия перфорацией временно законсервирован- ных нефтенасыщенных интервалов в разрезе скважины; простота поинтервального воздействия на призабойную зону в случае ее сложного строения; упрощение технологии бурения, т.к. бурение под эксплуатационную колонну ведется долотом одного размера до проектной отметки. Недостатки: плотность и состав буровой жидкости приходится выбирать с учетом устойчивости, всей толщины вышележащих пород, не перекрытой предыдущей обсадной колонной; продуктивный горизонт можно загрязнить цементным раствором, т.к. избыточное давление при цементировании значительно больше, чем при бурении; До начала разбуривания продуктивного пласта, расположенную выше него толщу по- род укрепляют обсадной колонной и заколонное пространство цементируют. После разбуривания пласта, скважину закрепляют потайной обсадной колонной (хвостови- ком) и цементируют. Достоинства: метод позволяет пробурить пласт более качественным буровым раство- ром, который уменьшает негативное влияние на продуктивный пласт. Если горизонтальная скважина вскрывает неоднородный пласт, как это часто бывает, то цементируется все от забоя до устья, если наблюдается вынос песка, то ставится еще и фильтр.
Метод зарезки скважин и боковых стволов характеризуется высокой продуктивно- стью, поэтому его используют для оптимизации добычи нефтепродуктов заброшенных или реконструкции старых сооружений, которые не поддаются ремонту. В процессе обустройства стволов удается получить доступ к труднодоступным залежам ценных ископаемых. Еще технология повышает степень нефтеотдачи и является лучшей альтернативой процедуре уплотнения. Используя ее, можно снизить затраты на обследование место- рождения. Существуют разные способы зарезки, среди которых: Удаление части колонны. Бурение клиновым методом с отклонением. При зарезке боковых стволов применяют 2 основных способа (вырезание колонны и клиновое бурение), необходимо определить, какой из них будет более оптимальным. Первая методика подразумевает обустройство скважин с наличием вывода колонны и обеспечением полноразмерного ствола. Традиционная технологи бурения горизонтального ствола основывается на отре- зании части колонны с залежами полезных ископаемых. Однако проведение работ со- провождается большими временными затратами, связанными со следующими нюан- сами: Вероятность благополучного вырезания за 1 спуск системы остается минималь- ной. Нефтяникам придется повторно погружать оборудование в скважину. Для эф- фективной работы понадобится обустроить дополнительный мостовой элемент, где будет наращиваться цементный мост. Наработка желоба занимает много времени, т.к. этот процесс требует использования специальных приборов с небольшим диаметром. Не исключается ряд сложностей при прохождении долота на участках с увеличенным зенитным углом. Действие способствует быстрому износу инструмента и может при- вести к его поломке. Особым спросом пользуется технология использования проходного якоря, который закрепляется в пространстве между боковыми и обсадными колоннами. Диа- метр конструкции должен быть меньше толщины шахт, где производится работа. Что- бы загрузка была правильной, нужно придерживаться последовательности действий и не отклоняться от схемы бурения. В настоящее время предусмотрено строительство боковых стволов по двум вариантам: 1-с сохранением материнского ствола и использованием комплекса заканчивания многозабойных скважин, обеспечивающего герметизацию стыковочного соединения с применением в оснастке хвостовика набухающих пакеров без операции цементирова- ния. Добыча нефти производится с обоих стволов (основной и боковой); 2- с ликвидацией материнского ствола с операцией манжетного цементирования бокового ствола одной порцией цемента нормальной плотности и использованием це- ментировочной муфты в оснастке хвостовика. Добыча нефти производится только с бокового ствола. При бурении под хвостовик (боковой ствол) применяется буровой раствор. Параметры раствора должны обеспечивать безаварийное условие бурения с высокими технико-экономическими показателями и сохранность коллекторских свойств.  Разработка нефтяных месторождений боковыми стволамиЭкзаменационный билет № 16 Какиепрофилинаклонно-направленныхскважинВызнаете?Назовитеметоды первичного вскрытия продуктивного пласта. *Профиль наклонно-направленной скважины выбирается так, чтобы при мини- мальных затратах средств и времени на ее проходку было обеспечено попадание скважины в заданную точку продуктивного пласта при допустимом отклонении. *Уголнаклонно-направленнойскважины8-15о *Азимут - это угол между направлением на север и горизонтальной проекцией ка- сательной к оси скважины, измеренный по часовой стрелке. *Зенитный угол - это угол между осью скважины или касательной к ней и верти- калью. Профили скважин классифицируют по количеству интервалов ствола. За интервал принимается участок скважины с неизменной интенсивностью искривления. По ука- занному признаку профили наклонно-направленных скважин подразделяются на двух, трех, четырех, пяти и более интервальные. Кроме того, профили подразделяются на плоские – расположенные в одной вертикальной плоскости, и пространственные, представляющие собой пространственную кривую линию. Далее рассматриваются только плоские профили. Простейшим с точки зрения геометрии является двухинтервальный профиль (рис. 3а), содержащий вертикальный участок и участок набора зенитного угла. Такой тип профиля обеспечивает максимальный отход скважины при прочих равных условиях, но требует постоянного применения специальных компоновок на втором интервале, что приводит к существенному увеличению затрат средств и времени на бурение. По- этому такой тип профиля в настоящее время применяется сравнительно редко и только тогда, когда имеет место значительное естественное искривление скважин в сторону увеличения зенитного угла. Трехинтервальный тип профиля, состоящий из вертикального участка, участка набора зенитного угла и третьего участка, имеет две разновидности. В одном случае (рис. 3б) третий участок прямолинейный (участок стабилизации зенитного угла), в другом (рис. 3в) – участок малоинтенсивного уменьшения зенитного угла. Трехинтер- вальные профили рекомендуется применять в тех случаях, когда центрирующие эле- менты компоновок низа бурильной колонны мало изнашиваются в процессе бурения (сравнительно мягкие, малоабразивные породы). Такие типы профилей позволяют ограничить до минимума время работы с отклонителем и при наименьшем зенитном угле скважины получить сравнительно большое отклонение от вертикали. Четырехинтервальный тип профиля (рис. 3г) включает вертикальный участок, уча- сток набора зенитного угла, участок стабилизации и участок уменьшения зенитного угла. Это самый распространенный тип профиля в Западной Сибири. Его применение рекомендуется при значительных отклонениях скважин от вертикали в случае, если по геолого-техническим условиям затруднено безаварийное бурение компоновками с полноразмерными центраторами в нижних интервалах ствола скважины. Редко применяемая на практике разновидность четырехинтервального профиля включает в себя четвертый интервал с малоинтенсивным увеличением зенитного угла (рис. 3д), что обеспечивается применением специальных КНБК. Такая разновидность профиля дает достаточно большой отход скважины и вскрытие продуктивного пласта с зенитным углом скважины при входе в него равным 40-60О. Это позволяет увеличить приток нефти в скважину, однако реализация такого профиля технически затруднена. При большой глубине скважины в четырехинтервальном типе профиля первой раз- новидности в конце четвертого интервала зенитный угол может уменьшиться до 0О, что при дальнейшем углублении скважины ведет к появлению пятого вертикального интервала (рис. 3е). Для обеспечения попадания ствола в заданную точку вскрытия продуктивного го- ризонта в реальной практике бурения, профиль скважины может содержать еще не- сколько дополнительных интервалов, например, набора зенитного угла, его стабили- зации и т. д. Поэтому могут быть шести, семи, и более интервальные профили сква- жин.  Стандартный тип профиля со средним радиусом кривизны (рис. 3ж) содержит наклонный прямолинейный участок 3, длина которого может меняться для обеспече- ния попадания ствола в заданную точку. Однако если накоплен значительный опыт бурения таких скважин, то этот участок может быть исключен (рис. 3з). Интервалы 5 (рис. 3ж) и 3 (рис. 3з) имеют интенсивность искривления порядка 1 град/10 м и возни- кают самопроизвольно вследствие невозможности резкого перехода от криволинейно- го интервала к прямолинейному даже при применении стабилизирующих компоновок. Длина этих интервалов около 30 м.В практике буровых работ США скважины по типу профиля делятся на четыре ка- тегории в зависимости от величины радиуса кривизны при переходе от вертикального участка к горизонтальному (большой, средний, малый и сверхмалый радиусы). Скважины с большим радиусом кривизны имеют интенсивность искривления от 0,6 до 2 град/10 м. С указанными интенсивностями искривления бурится подавляющее большинство наклонно-направленных скважин в Западной Сибири. Длина горизон- тальной части ствола в этом случае может быть весьма значительной и определяется, главным образом, только сопротивлением продольному перемещению бурильной ко- лонны. Такой тип профиля скважин наиболее подходит для морских месторождений, когда требуется обеспечить добычу из пласта, находящегося на большом расстоянии от платформы. При бурении с малым радиусом кривизны интенсивность искривления составляет от 4 до 10 град/м, при этом радиус кривизны находится в пределах от 6 до 15 м. Для бурения таких скважин используется специальный инструмент –гибкие бурильные трубы и УБТ, ведутся работы по созданию гибких забойных двигателей. Основное преимущество такого типа профиля -точный подход скважины к выбранному объекту эксплуатации. Однако при этом низка механическая скорость бурения, отсутствует се- рийная забойная аппаратура для контроля за положением ствола скважины, и сравни- тельно невелика длина горизонтального участка. *Профили стволов, их длинна и число ответвлений зависят от степени неоднород- ности продуктивного пласта, толщины пласта, литологии, распределения твердости пород, степени устойчивости разреза. Первичным вскрытием называется разбуривание продуктивного пласта, а к вто- ричной работе относится перфорация. Первичное вскрытие считается первой частью работ по завершению, и они проводятся в самом пласте. Всего выделяют три класса для первичного пластового вскрытия: •Первый класс – технологии при депрессивном давлении в скважине (в этом случае пластовое давление превышает гидростатическое давление в скважине Рз < Рпл). В качестве промывочной жидкости при этом служат аэрированные жидкости, газожид- костные смеси. («-» большая вероятность ГНВП, необходимость в превенторах) •Второй класс – технологии при сбалансированном давлении (исключен перепад давления в скважине и пласте Рз = Рпл). («-» Тяжело рассчитать) •Третий класс –технологии при репрессивном давлении (давление в скважине пре- вышает пластовое давление Рз > Рпл). («-» Забиваем пласт, «+» предотвращаем ГНВП) В качестве промывочных жидкостей используются глинистые, полимерные, ком- бинированные и другие растворы соответствующей плотности. В практике бурения скважин наиболее распространены технологии вскрытия на ре- прессивном давлении. |