1-магнитный переводник; 2-спускной клин; 3-срезные болты;
4-отклоняющий клин; 5-плашки.
Рисунок 4.3 Компоновка клина отклонителя
Рисунок 4.4 - Фрейзер колонный конусный фирмы «Буринтех».
Рисунок 4.5 – Алмазные долота для бурения боковых стволов фирмы «Хьюз Кристенсен»
5 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
Введение
Зарезка боковых стволов по классификатору ремонтных работ относится к КР-6. [4]
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 [27].
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:
1. Вывод скважин из бездействия.
2. 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.
3. Интенсификация добычи из малопроницаемых коллекторов. Бурение горизонтальных боковых стволов из старых наклонно- направленных скважин показало высокую эффективность по малопроницаемым отложениям.
4. 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.
5. 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.
6. Переход на другой (нижележащий) пласт, доразведка.
При выборе скважины для бурения из них бокового ствола необходимо исходить из текущего состояния эксплуатационной колонны, качества ее крепления, фактического пространственного ствола скважины. При этом следует руководствоваться следующими требованиями:
1. Пространственное положение интервала забуривания по отношению к горизонтальному эксплуатационному участку должно быть оптимальным с точки зрения экономической целесообразности. Величина отхода точки забуривания до начала эксплуатационного забоя должна быть минимальной, но не менее допустимой интенсивности искривления бокового ствола. Максимально возможный отход от точки забуривания до начала эксплуатационного объекта (горизонтального участка) обуславливается техническими возможностями буровой установки и особенностями геологического разреза скважины.
2. Допустимая величина разности азимутальных направлений основного ствола и горизонтального участка не должны превышать величины, определяемой техническими возможностями строительства боковых стволов.
3. Траектория бокового ствола должна иметь минимальную вероятность пересечения с существующими и проектными стволами соседних скважин.
4. При рассмотрении геолого-промысловой информации по малодебитным скважинам, предлагаемым к зарезке в них боковых стволов, следует руководствоваться следующими критериями:
- текущий максимальный и минимальный дебит;
- падение динамических уровней;
- текущее пластовое давление;
- эффективная толщина пласта;
- расстояние до фронта нагнетаемой воды;
- выработанность запасов по участку бурения и их планируемые извлекаемые запасы;
- обводненность скважины;
- расчетные ожидаемые показатели работы скважины боковым стволом (дебит, динамика работы и др.) [26].
Данная скважина подходит для бурения бокового ствола, так как не все запасы данной залежи извлечены, эксплуатационная колонна находится в хорошем состоянии, хорошее качество крепления, бурение бокового ствола скважины будет экономически целесообразно.
5.1 Обоснование выбора скважины для бурения бокового ствола
Зарезка боковых стволов по классификатору ремонтных работ относится к КР-6. [4]
Гидроразрывы, повторная перфорация, восстановление коллекторских свойств пласта при обработке кислотой и новое заканчивание скважины — все это широко применяемые методы увеличения продуктивности существующих скважин, а значит и чистой текущей стоимости на старых месторождениях. В настоящее время бурение боковых стволов привлекает повышенное внимание в связи с потенциальным увеличением отдачи из загрязненных или истощенных пластов и возможностью вскрыть новые пласты с меньшими затратами.
Во многих случаях применение традиционных технологий и технических средств может оказаться неэффективным или нецелесообразным. В старых скважинах бурение боковых стволов можно считать наилучшим техническим решением, если есть надежное обоснование эффективности вскрытия продуктивной зоны наклонным или горизонтальным стволом. Бурение боковых стволов из существующих скважин дешевле, чем строительство новых скважин. Кроме того, траектория бокового ствола проходит вблизи старой скважины, где продуктивная зона уже охарактеризована керновыми и каротажными данными, а также результатами испытания и эксплуатации пластов.
Если существующая скважина вскрыла газовую шапку или прошла вблизи нее, а также при наличии подстилающей воды, то содержание газа или воды (зачастую и того и другого) в добываемой продукции скважины обычно увеличивается. При отсутствии газовой шапки традиционным способом отсрочить прорыв воды является перфорация только верхней части продуктивного интервала. Однако во многих случаях при радиальном притоке флюида создаваемой депрессии бывает достаточно, чтобы подтянуть воду к зоне перфорации в виде конуса . Достигнув нижних перфорационных отверстий, вода, благодаря ее большой подвижности, может стать основным компонентом продукции скважины.
При сильном подпоре «нижней» воды обводнение скважины может иметь место даже при отсутствии водонефтяного контакта повышенной подвижности. Как правило, стволы горизонтальных скважин располагают ближе к кровле продуктивного пласта, поэтому перепад давления, перпендикуляный к оси скважины, приводит к подъему воды в виде треугольной призмы, а не конуса. Для образования такой призмы необходимо вытеснить гораздо больше нефти, чем для образования конуса, то есть отдача пласта увеличивается даже за счет геометрических характеристик водяного потока.
В отложениях, склонных к выносу песка, бурение боковых стволов может исключить необходимость спуска дорогостоящих гравийных фильтров, используемых для борьбы с песком. В отличие от вертикальных, горизонтальные скважины позволяют отбирать столько же или больше продукции при значительно меньших депрессиях на пласт.
Следующим преимуществом боковых стволов является улучшение условий вскрытия многопластовых месторождений. Если отдельные пласты имеют достаточную мощность для размещения в них горизонтальных стволов, то очень эффективной стратегией является бурение нескольких расположенных друг за другом боковых стволов в эти пласты из одной скважины. Меняя протяженность вскрытия каждого пласта обратно-пропорционально интенсивности притока, можно поддерживать равномерную удельную отдачу пластов (суммарная добыча из пласта, отнесенная к падению пластового давления).
Более дешевым решением этой проблемы является вскрытие всех пластов одним наклонным боковым стволом. При проектировании траетории такого бокового ствола можно предусмотреть увеличение протяженности вскрытия пластов с меньшими дебитами, чтобы поддерживать удельную отдачу пластов на приблизительно одинаковом уровне. Однако в случае обводнения одного из высокопроизводительных пластов, изолировть его будет гораздо трудней, чем в многоствольной скважине.
В сравнении с вертикальной скважиной, наклонный боковой ствол может значительно увеличить отбор из тонкослоистого месторождения, где из-за малой мощности невозможно разместить горизонтальный ствол в каждом отдельном пропластке. Часто углеводородосодержащие пласты не включают в число эксплуатационных объектов, или они не дают притока при начальных методах заканчивания скважины. Такие интервалы можно дополнительно проперфорировать, и после гидроразрыва значительно увеличить производительность скважины. Однако в маломощных пластах бурение боковых стволов с горизонтальными участками эффективнее гидроразрывов. Эффективность применения методов воздействия при помощи зарезки боковых стволов в бездействующих и обводненных скважинах на Федоровском месторождении представлена в таблице 5.1.
5.2 Выбор и расчет профиля бокового ствола скважины
5.2.1 Выбор профиля бокового ствола скважины
Профиль ствола скважины должен удовлетворять следующим требованиям: [2,27]
1. Участок разбуривания бокового ствола выбирается в устойчивом интервале геологического разреза, причем забуривание должно проводиться на 30-50 м выше кровли, или на 10-20 м ниже подошвы неустойчивой породы.
2. Интенсивность искривления ствола скважины выбирается такой, при которой обеспечиваются минимально возможные сопротивления при спускоподъемных операциях в процессе бурения и меньшей вероятности желобообразования и осложнений.
3. Возможность вращения бурильной колонны в процессе бурения с сохранением ее прочностных характеристик.
4. Осуществление спуска обсадной колонны в один прием, а цементирование в один или несколько приемов.
5. Сохранение герметичности резьбовых соединений обсадной колонны в процессе спуска и длительной эксплуатации.
Таблице 5.1.
Эффективность применения методов воздействия на Федоровском месторождении
Воздействие
|
Параметр
|
Ед.изм.
|
2000
|
2001
|
2002
|
2003
|
2004
|
2005
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
Воздействие на ПЗП
|
Кол-во. скв.опер.
|
шт.
|
1973
|
2289
|
1807
|
1930
|
1452
|
1004
|
|
Кол-во скважин
|
шт.
|
1007
|
1253
|
983
|
1204
|
842
|
616
|
|
Доп.нефть на 1 скв.опер.
|
Т
|
1009,4
|
842,3
|
1032,3
|
838,0
|
983,1
|
363,3
|
|
Доп.нефть с перех.эфф.
|
т.т
|
1724,1
|
2139,1
|
2382,0
|
2480,9
|
1417,4
|
1701,9
|
|
Доп.нефть текущ. года.
|
т.т
|
526,5
|
592,5
|
711,5
|
786,0
|
577,7
|
364,8
|
ГРП
|
Кол-во. скв.опер.
|
шт.
|
10
|
9
|
30
|
31
|
49
|
19
|
|
Кол-во скважин
|
шт.
|
10
|
9
|
30
|
31
|
47
|
18
|
|
Доп.нефть на 1 скв.опер.
|
Т
|
4986,5
|
3479,5
|
620,9
|
627,4
|
96,9
|
3121,1
|
|
Доп.нефть с перех.эфф.
|
т.т
|
52,2
|
53,4
|
37,1
|
35,7
|
31,2
|
85,1
|
|
Доп.нефть текущ. года.
|
т.т
|
11,0
|
13,4
|
1,6
|
8,5
|
15,6
|
28,5
|
Потокоотклоняющие методы
|
Кол-во. скв.опер.
|
шт.
|
252
|
186
|
265
|
102
|
107
|
147
|
|
Кол-во скважин
|
шт.
|
218
|
163
|
150
|
102
|
106
|
147
|
|
Доп.нефть на 1 скв.опер.
|
Т
|
3318,0
|
2531,0
|
2458,0
|
1810,2
|
3595,6
|
1654,2
|
|
Доп.нефть с перех.эфф.
|
т.т
|
525,7
|
710,9
|
637,9
|
533,1
|
284,6
|
478,5
|
|
Доп.нефть текущ. года.
|
т.т
|
259,0
|
214,5
|
269,4
|
86,6
|
177,2
|
243,2
|
Горизонтальные скважины
|
Кол-во. скв.опер.
|
шт.
|
70
|
83
|
61
|
103
|
105
|
86
|
|
Кол-во скважин
|
шт.
|
70
|
83
|
61
|
103
|
105
|
86
|
|
Доп.нефть на 1 скв.опер.
|
Т
|
3188,2
|
2630,4
|
5221,2
|
3420,2
|
1252,9
|
3679,1
|
|
Доп.нефть с перех.эфф.
|
т.т
|
1092,9
|
1317,9
|
2230,3
|
1993,7
|
1494,2
|
1833,6
|
|
Доп.нефть текущ. года.
|
т.т
|
223,2
|
218,3
|
318,5
|
352,3
|
131,6
|
316,4
|
Продолжение таблицы 5.1.
Воздействие
|
Параметр
|
Ед.изм.
|
2000
|
2001
|
2002
|
2003
|
2004
|
2005
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
Боковые стволы
|
Кол-во. скв.опер.
|
шт.
|
|
|
15
|
51
|
101
|
111
|
|
Кол-во скважин
|
шт.
|
|
|
15
|
51
|
101
|
111
|
|
Доп.нефть на 1 скв.опер.
|
Т
|
|
|
29993,2
|
24076,0
|
18480,1
|
4630,8
|
|
Доп.нефть с перех.эфф.
|
т.т
|
3,7
|
4,1
|
57,1
|
525,4
|
1354,7
|
2142,2
|
|
Доп.нефть текущ. года.
|
т.т
|
|
|
53,1
|
357,9
|
686,3
|
514,0
|
Гидродинамические
|
Кол-во. скв.опер.
|
шт.
|
8
|
2
|
21
|
6
|
14
|
10
|
методы
|
Кол-во скважин
|
шт.
|
8
|
2
|
21
|
6
|
14
|
10
|
|
Доп.нефть на 1 скв.опер.
|
Т
|
2779,4
|
140,0
|
1558,1
|
9301,0
|
596,7
|
558,7
|
|
Доп.нефть с перех.эфф.
|
т.т
|
12,7
|
9,8
|
30,4
|
5,3
|
57,6
|
9,1
|
|
Доп.нефть текущ. года.
|
т.т
|
12,7
|
0,3
|
30,4
|
3,0
|
4,9
|
5,6
|
Всего по
|
Кол-во. скв.опер.
|
шт.
|
2313
|
2569
|
2199
|
2223
|
1828
|
1377
|
месторождению
|
Кол-во скважин
|
шт.
|
1313
|
1510
|
1260
|
1497
|
1215
|
988
|
|
Доп.нефть на 1 скв.опер.
|
Т
|
1350,2
|
1031,0
|
1517,3
|
1555,3
|
2091,5
|
1091,7
|
|
Доп.нефть с перех.эфф.
|
т.т
|
3411,2
|
4235,1
|
5374,7
|
5574,2
|
4639,8
|
6250,4
|
|
Доп.нефть текущ. года.
|
т.т
|
1032,4
|
1039,0
|
1384,4
|
1594,3
|
1593,2
|
1472,4
|
6. Достижение проектных координат входа оси ствола в продуктивный пласт и прохождение под заданным углом в продуктивном пласте.
7. Предусматривать возможность проведения исправительных и ремонтных работ.
Целью проектирования профиля ствола восстанавливаемой скважины является выбор его типа, расчет элементов и построение траектории оси ствола скважины.
Выбираем четырёх интервальный профиль, с горизонтальным участком бокового ствола:
5.2.2 Расчет профиля бокового ствола
Расчет профиля данного типа включает:
1. Длину верхнего участка (h1), при обосновании которого необходимо учитывать количество скважин на кусту.
2. Величины зенитного угла в начале и конце каждого участка.
3. Длины вертикальных и горизонтальных проекций участков профиля.
4. Радиус и интенсивность искривления криволинейных участков.
5. Общую протяженность ствола [29].
5.2.3 Исходные данные для расчета бокового ствола.
Месторождение Федоровское
Кондуктор 245 мм – 415м Нц - до устья
Э/к 168мм- 2252м Нц – 190м от устья
Толщина стенки в интервалах: 0-2252м 8,9 мм
Эксплуатационная колонна опрессована: 9,0 МПа.
(герметично)
Искусственный забой ,м 2230м
Пластовое давление, атм. 16,5 МПа
Газовый фактор, м3/т 79
Текущий забой на глубине по стволу, м 1884м.
Подземное оборудование: отсутствует, скважина заполнена раствором γ=1,02 г/см3 «Лиман-800»
Качество цементного камня за э/к
в интервале «окна» 1872,2-1881,3 м жесткий
Проектный горизонт БС10
Смещение по кровле пласта, м:
- от устья до точки входа в пласт 385 м
- от устья до точки забоя 585 м
Длина горизонтального участка, м 200 м
Порядок расчета:
1. Обоснование радиусов искривления R1 и R2 на участках набора кривизны.
2. Расчёт горизонтальной и вертикальной проекций бокового ствола.
Радиус искривления не должен быть менее определенного значения, обусловленного следующими факторами:
1. Возможностью спуска через участок набора зенитного угла элементов бурильного инструмента или обсадной колонны без превышения σтек.
2. Исключением возникновения аварийных ситуаций на участке набора зенитного угла от превышения предела прочности сумма изгибающих и растягивающих нагрузок в поперечном сечении колонны, или при роторном способе бурения – от разрушения бурильных труб.
3. Возможностью спуска через искривленный участок оборудования для заканчивания, исследования и эксплуатации скважины.
Для забуривания бокового ствола выбираем отклоняющую компоновку ДГ-105. Минимальный радиус искривления для забойного двигателя, определяется по формуле:
 (5.1)
   
O1
R1
α1
     
|
Скачать 1.41 Mb.