Диплом_готовый. Проект реконструкции бездействующих скважин забуриванием из них бокового горизонтального ствола на пласт бс

• Название: Проект реконструкции бездействующих скважин забуриванием из них бокового горизонтального ствола на пласт бс
• Дата: 15.03.2022
• Размер: 1.41 Mb.
• Имя файла: Диплом_готовый.doc
• Тип: Пояснительная записка; #397264
• страница: 4 из 11

Борьба с АСПО: Термодинамическими расчетами режимов работы скважин Фёдоровского месторождения определено – парафиноопасным является фактически весь фонд скважин с обводненностью до 60-70 %. Расчетный средний межочистной период – 55 суток, который меняется в широких пределах по скважинам в зависимости от режима их работы. В этой связи, ЦНИПРу следует по промысловым замерам определиться относительно интенсивности АСПО в зависимости от режимов работы скважин и составить график обработок конкретных скважин, чтобы исключить потерю дебита и аварийные работы по удалению пробок.

Технологические расчеты, проведенные в ТФ «СургутНИПИнефть» показывают, что в скважинах, имеющих в разрезе интервалы вечномерзлых пропластков, невозможно создать горячей водой и нефтью температуру плавления тугоплавких компонентов АСПО. Требуется добавка удалителей в теплоноситель или периодическое проведение обработок скважин удалителями.

Экономически целесообразно и технологично удалять АСПО в скважинах с УЭЦН скребками, спускаемыми на проволоке лебедок. В качестве транспортной базы для лебедок рекомендуется использовать вездеходный колесный трактор МТЗ-80 (двухместная кабина). Бригада из двух человек (водитель, оператор) оснащается переносным быстросъемным лубрикатором и скребком переменного сечения, который срезает АСПО по всему периметру НКТ. Одна бригада может взять на сервисное обслуживание 120 - 150 скважин.

Сложней дело обстоит со скважинами, оборудованными ШСНУ. Здесь рациональным является также механический метод защиты с установкой скребков на штангах. Возможны два варианта: объёмные полиамидные центраторы-скребки и пластичные скребки со штанговращателями. У каждого изделия имеются свои отрицательные и положительные качества. Относительно их применения следует определится промысловыми испытаниями.

При значительных материальных затратах на строительство скважин целесообразным является внедрение технологий, обеспечивающих высокий уровень использования скважин. Например, следует внедрять технологию теплозащиты устьевых коммуникаций низкодебитных и высокообводненных скважин с помощью теплоизоляционных скорлуп и греющих кабелей. НГДУ следует взять на себя инициативу в системе ОАО «Сургутнефтегаз» по освоению технологии защиты от АСПО скважин с ШСНУ греющим кабелем. Кабель спускается в затрубье или полые штанги и работает в переодическом режиме нагрева, обеспечивая гарантированную (даже в актированные зимние дни) эффективную защиту скважин.[5,12]
3.6 Контроль за разработкой месторождения
Контроль за разработкой месторождения ведется с 1977 года. Исследование скважин является оперативным контролем за состоянием разработки нефтяных месторождений. В НГДУ “Федоровскнефть” проводят геолого-промысловые, гидродинамические, промыслово - геофизические исследования скважин.

Исследования проводятся согласно “Регламента промысловых, гидродинамических и промыслово - геофизических исследований нефтяных и нагнетательных скважин.”

Цель геофизического контроля - это получение информации о состоянии и изменении, которые происходят в продуктивных пластах в процессе из эксплуатации, для выбора научно-обоснованных систем разработки залежей, регулирования темпа отбора флюида, направленного на максимальное извлечение их из недр.

В настоящее время промыслово - геофизические исследования позволяют решать следующие задачи:

1 Определение ГНК, ВНК и наблюдение за их продвижения в процессе эксплуатации;

2 Коэффициент текущей и конечной нефтенасыщенности;

3 Определение отдачи и приемистости пласта;

4 Определение источника обводнения;

5 Определение состава флюида в стволе скважин;

6 Определение технического состояния эксплутационной колонны;

7 Изучение режимов работы оборудования и скважин;

Уточнение гидродинамических параметров пластов и контроль за их изменением проводится с помощью гидродинамических исследований на установившемся и неустановившемся режимах фильтрации.

Непосредственная задача гидродинамических исследований заключается в получении данных, характеризующих геолого-физические и гидродинамические свойства продуктивных пластов и отдельных скважин (коэффициент продуктивности, гидропроводности, пьезопроводности).

4 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Конструкция скважин

Требования правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ-08-624-03 при проектировании конструкции скважины (пункт 2.3):

Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать: [31]

-максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины;

-применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;

-условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

-получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

-условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;

-максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

Под конструкцией скважины понимают:

1. количество обсадных колонн, спускаемых в скважину;

2. диаметр каждой колонны;

3. глубина спуска каждой колонны;

4. интервал подъема цемента за каждой колонной;

5. диаметр долота под каждую колонну.

Конструкция скважины должна обеспечивать:

1. бурение до проектной глубины;

2. прочность и долговечность скважины как технического сооружения;

3. надежную изоляцию нефте-газоводонапорных горизонтов;

4. максимальное использование пластовой энергии;

5. возможность проведения в скважине ремонтных работ;

6. минимальных расход средств на бурение скважины;

7. охрану недр и окружающей среды.

Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых (поровых) давлений гидроразрыва (поглощения) пластов, прочности и устойчивости пород.

Башмак обсадной колонны, перекрывающий породы, склонные к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы или в плотных пропластках.

До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимум одной промежуточной колонны или кондуктора до глубины 750 м, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины.[2,31]

Необходимая разность диаметров скважин и муфт обсадных колонн должна выбираться исходя из оптимальных величин, установленных практикой бурения и максимально обеспечивающих беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а также качественное их цементирование. рекомендуемые размеры обсадных труб приведены в таблице 4.1.
Таблица 4.1

Рекомендуемые размеры обсадных труб

Диаметр трубы, мм		Диаметр муфты, мм		ГОСТ. ОСТ, ТУ
наружный	внутренний	наружный	внутренний
88.9	76.0	107.0	76.0	ГОСТ 633-80
101.6	88.6	110	90.0	ТУ 14-161-163-96
110.0.	97.0	117	98.5	ТУ 14-161-163-96
114.3	99.6	127	101.1	ТУ 14-161-163-96

Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений, при полном замещении бурового раствора (жидкости глушения), пластовым флюидом или газожидкостной смесью, снижении уровня в процессе освоения или механизированной добыче, нагрузок, возникающих в результате пространственного искривления скважин, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации.

При расчете обсадных колонн должны быть использованы нормативные документы, согласованные с Госгортехнадзором России.

Прочность кондукторов, технических колонн и установленного на них противовыбросового оборудования должна обеспечить:

-герметизацию устья скважины в случаях газоводонефтепроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с учетом превышения дополнительного давления, необходимого для глушения скважины, не менее чем на 10 %;

-устойчивость (сохранение целостности) при воздействии гидростатического давления столба бурового раствора максимальной плотности;

-противостояние воздействию максимальных сжимающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервалах залегания склонных к текучести пород.

Стандарты и технические условия по изготовлению обсадных труб должны быть согласованы с Госгортехнадзором России.

Использование импортных обсадных труб допускается при соответствии их зарубежным стандартам, подтвержденным сертификатом производителя.

Конструкции устья скважины, колонных головок, герметизирующих устройств должны обеспечивать [2,19]:

-подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;

-контроль за возможными флюидопроявлениями;

-возможность аварийного глушения скважины;

-герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважин;

-испытание обсадных колонн и межколонных пространств на герметичность.

Конструкция скважины должна предусматривать возможность реконструкции крепи скважины, в том числе путем забуривания и проводки нового ствола скважины. [26]

Конструкцию скважин проектируют по графику совмещенных давлений, на котором четко выделяются зоны с несовместимыми условиями бурения, снизу вверх.

Конструкция скважины (рис. 4.1) спроектирована для эксплуатации продуктивных пластов БС₁₀

Для нашего проекта скважиной эксплуатируется пласт БС₁₀ , глубина залегания - 2320 (по кровле), мощность - 30 м (2320 - 2350) [6]. Согласно прогнозам дебит нефти скважины составит 80 т/сут при диаметре эксплуатационной колонны 146 мм. Исходя из этого, выбирается скважинное оборудование, которым будет эксплуатироваться скважина (в соответствии с требованиями ПБ-08-624-03).

324 245 146


Условные обозначения: 1 –направление; 2 –кондуктор; 3 – эксплуатационная колонна

Рисунок 4.1 Конструкция скважины ( по вертикали)
Для крепления стенок скважины применялась следующая конструкция:

1. Выбрали эксплуатационную колонну диаметром 146 мм, затем определяем долото под эксплуатационную колонну:

-выбираем эксплуатационную колонну диаметром 146 мм. Определяем долото под эксплуатационную колонну:
, (4.1)
где –диаметр эксплуатационной колонны, мм;

– диаметр муфты эксплуатационной колонны, мм;

-зазор между стенкой скважины и наружным диаметром эксплуатационной колонны, мм.
= мм.
Исходя из этого, по ГОСТ 20692-99 принимаем долото под эксплуатационную колонну диаметром 215,9 мм. Эксплуатационную колонну спускаем на глубину 2430 м (по вертикали), подъем цемента на 150 м выше башмака кондуктора, плотность цемента 2430 - 2200 м равна 1,9 г/см , 2200 - 500 м плотность цемента равна 1,6 г/см ;

-определяем внутренний диаметр кондуктора:
, (4.2)
где –зазор между долотом под эксплуатационную колонну и внутренним диаметром кондуктора, (6 мм);

–долото под эксплуатационную колонну, мм.
= мм.
-определяем наружный диаметр кондуктора:
, (4.3)
где –толщина стенки трубы, мм.
= мм.
Исходя из этого, наружный диаметр кондуктора принимаем по ГОСТ 623-80 равным 245 мм.

-определяем долото под кондуктор:
, (4.4)
= мм.
По ГОСТ 20692-99 принимаем диаметр долота под кондуктор 295мм; кондуктор спускаем на глубину 300 м и цементируем до устья.

Испытание на герметичность кондуктора превенторной установки и ее обвязки, а также эксплуатационной колонны проводилось согласно “Единых технических правил ведения работ при бурении скважин”. [14]

Для строительства боковых стволов на предприятиях ведется анализ состояния техники и технологии бурения боковых стволов на месторождении, определяющий наиболее лучшие показатели использования того или иного вида бурового оборудования и технологии зарезки боковых стволов[28].

Предназначение устьевого оборудования [18] следующее:

1. Герметизация затрубного пространства, внутренней полости НКТ;

2. Отвод продукции скважины;

3. Подвешивание колонны НКТ;

4.Для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах.

Для реализации проектных решений в области техники и технологии использовалось следующее оборудование:

1. Для скважин, оборудованных УЭЦН:

-Устьевая арматура АФК1Э-65-140 (ГОСТ 13846-84) [17];

-НКТ диаметром 60 мм марки «Д», «К» (ГОСТ 633-80) [18];

-Электроцентробежные насосные установки серии УЭЦНМ в модульном исполнении (ТУ-26-06-1486-89) [20], производительностью 50 м³/сут.

2. Для скважин, оборудованных ШСНУ[21]:

-ШГНУ типа СШН с диаметром плунжера 28 - 68 мм, вставные (ОСТ 26-16-06-86);

-Станки-качалки типа СКД-6, СКД-8 (ОСТ 26-16-08-87);

-НКТ диаметром 60, 75, 89 мм (ГОСТ 633-80);

-Штанги диаметром 19, 22, 25 мм (ГОСТ 13877-80).[20]

3. Для скважин, оборудованных УЭДН:

-Устьевая арматура АФК1Э-65-140;

-НКТ диаметром 60 мм марки «Д» (ГОСТ 633-80);

-Электродиафрагменные насосные установки производительностью 4-16 м³/сут (УЭД9-000РЭ) [20].

На устье скважины в процессе её строительства устанавливают оборудование обвязки обсадных колонн, состоящее из колонных головок двух типов [18,28] однофланцевых и двухфланцевых изображенных на рисунке 4.2.


а б

а - однофланцевая нижняя; б - двухфланцевая промежиточная или верхняя

Рисунок 4.2 Колонные головки по ГОСТ 30196-94.
Подбор УЭЦН производился по РД 39-1-390-80 [21] «Универсальная методика подбора УЭЦН к нефтяным скважинам», подбор ШГНУ по РД 39-1-289-79 «Методика оптимального подбора типоразмера и режима работы ШГНУ» [22].

Расчет НКТ производится согласно РД 39-1-306-03 «Инструкция по расчёту насосно-компрессорных труб» [23].
4.3 Оборудование используемое при зарезке бокового ствола
Перед зарезкой бокового ствола производится спуск клина отклонителя (рис 4.3).

В
2

3

4

5
ырезание окна в обсадной колонне и берение бокового ствола осуществляют при помощи райберов-фрейзеров и долот алмазного типа, как отечественного ,так и зарубежного производства [37], которые изображены на рисунках 4.4 - 4.5.


1