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: 6 из 11

I

α₁

II

O₂

Δα=α₂- α₁

R₂

III

IV

α₂

а₂

а₁

а₃






А


Рисунок 5.1. – Четырехинтервальный профиль, с горизонтальным участком

где L_т – длина забойного двигателя; L_т = 4,9 м;

m = 1,1 – коэффициент расширения ствола скважины;

Dд и dт – наружные диаметры долота и забойного двигателя соответственно; D_д =0,140 м, d_т = 0,105 м;

σт = 274 · 10⁶ – предел текучести материала элементов колонны, Па;

Е = 2,1 · 10¹¹ Па – модуль упругости стали.

Тогда минимально допустимый радиус искривления будет равен:
м
R_min = R₂ = 28,7 м
При длине искривленного участка менее 25 м минимальный радиус искривления будет находиться по формуле:
(5.2)
где D_н - наружный диаметр бурильных труб, D_н = 0,089 м;

D_c - диаметр скважины, с учетом коэффициента кавернозностиD_c = 0,154 м;

d_м - диаметр муфты, d_м = 0,114 м;

L, - длина бурильной трубы, м.
м
Так как для двигателя ДГ 105 минимальный радиус искривления равен 46 м, а также все остальные радиусы искривления меньше и могут свободно пройти при таком радиусе искривления принимаем R_мин = 46 м

Начальный зенитный угол α₁ = 2,6⁰.

Конечный зенитный угол α₃ = 90⁰

Радиусы искривления на участке набора кривизны R₁ и R₂ принимаем равным R₁ = R₂ = 46 м.

а₁ + а₂ + а₃ = А_твп, (5.3)

h₁ + h₂ + h₃ = H, (5.4)

a₁ = R₁ · (cosα₁ – cosα₂), (5.5)

a₂ = h₂ · tgα₂, (5.7)

h₁ = R₁ · (sinα₂ – sinα₁), (5.8)

h₂ = H – h₁ - h₃, (5.9)

h₃ = R₂ · (sinα₃– sinα₂), (5.10)

l₁ = 0,01745·R₁· (α₂ – α₁), (5.11)

l₂ = h₂/cosα₂, (5.12)

l₃ = 0,01745·R₂· (α₃ – α₂), (5.13)
где A - отклонение от точки входа в горизонтальный участок, 385 м;

а₁, а₂, а₃ - отклонение забоя от вертикали, соответственно 1-участка набора кривизны, 2-наклонно-прямолинейного участка, 3 - участка набора кривизны, м;

Н - глубина бокового ствола скважины по вертикали, м. (Н = 281 м);

h₁, h₂, h₃ - глубины соответственно вертикали 1-участка набора кривизны, 2-наклонно-прямолинейного участка, 3- участка набора кривизны, м;

α₁ - равен зенитному углу вырезаемого участка обсадной колонны, град;

α₂ - угол на участке стабилизации, град;

α₃ - угол при входе в горизонтальный участок, град.
Определяем зенитный угол на участке стабилизации из предыдущих систем:
а₁ + а₂ + а₃ = А
R₁ · (cosα₁ – cosα₂) + h₂· tgα₂ + R₂· (cosα₂ – cosα₃) = A
R₁ · cosα₁ – R₁ · cosα₂ + (H – h₁ – h₃) · tgα₂ + R₂ · cosα₂ – R₂ · cosα₃ = A
R₁ · cosα₁ – R₁ · cosα₂ + (H – R₁ · sinα2 + R₁ · sinα₁ – R₂ · sinα₃ + R₂ · sinα₂) · tgα₂ +R₂ · cosα₂ – R₂ · cosα₃ = A
R₁ · cosα₁ – R₁ · cosα₂ + H · tgα₂ – R₁ · sinα₂ · tgα₂ + R₁ · sinα₁ · tgα₂ – R₂ · sinα₃ · tgα₂ + R₂ · sinα₂ · tgα₂ +R₂ · cosα₂ – R₂ · cosα₃ = A

46 · cos2,6 + 281 · tgα₂ + 46 · sin2,6 · tgα₂ – 46 · tgα₂ = A
46 + 281 · tgα₂ + 2 · tgα₂ – 46 · tgα₂ = A
46 + 237 · tgα₂ = 385
237· tgα₂ = 339
tgα₂ = 1,4
α₂ = 55⁰
Определяем горизонтальную проекцию участка набора кривизны:

а₁ = 46 · (0,99 – 0,57) = 39,32 м
Определяем вертикальную проекцию участка набора кривизны:

h₁ = 46 · (0,81 – 0,04) = 35,5 м
Определяем вертикальную проекцию участка набора кривизны:

h₃ = 46 · (1 –0,18) = 37,7 м
Определяем вертикальную проекцию участка стабилизации:

h₂ =281 –35,5 – 37,7) = 207,8 м
Определяем горизонтальную проекцию участка стабилизации:

а₂ = 207,8 · tg55= 296 м
Определяем горизонтальную проекцию участка набора кривизны:

а₃ = 46 · (0,57 – 0) = 49,28 м
Определяем длину участка набора кривизны:

l₁ = 0,01745 · 46 · 52,4 = 42 м
Определяем длину участка стабилизации:

l₂ = 207,8/0,57= 364
Определяем длину участка набора кривизны:

l₃ = 0,01745 · 46 · (90 – 55) = 28 м
Выполним проверку:

a₁ + a₂ + a₃ = A_твп

39,32 + 296,6 + 49,28 = 385,2 м

385,2 ≈ 385

h₁ + h₂ + h₃ = H

35,5+ 37,7 + 207,8 = 281 м.

281= 281
Проверка показала, что решение правильно.

5.3 Проектирование и расчет конструкции бокового ствола и забоя скважины
5.3.1 Расчет конструкции бокового ствола

Конструкция бокового ствола определяется исходя из диаметра эксплуатационной колонны, в которой будут производиться работы по зарезанию ствола.

Проектирование начинают с выбора диаметра долота, выбор которого обуславливается следующим:

1. Диаметром эксплуатационной колонны, в которой будут производиться работы по зарезанию и бурению бокового ствола.

2. Зазором между колонной и долотом.

Зазор выбирают с таким расчетом, чтобы долото могло свободно проходить внутри колонны, в которой будут производиться работы.

Зарезание и бурение бокового ствола намечено произвести с глубины 1876 м до 2157 м.

Диаметр долота, которым предстоит бурить боковой ствол под эксплуатационную колонну, находим по формуле:
Dд = Dн – 2 · δ, мм (5.14)
где Dд – диаметр долота, мм;

Dн – наружный диаметр колонны, в которой будут проводиться работы, мм;

δ - зазор между наружным диаметром колонны и долотом, мм (принимаем равным 14 мм).
Тогда получим:
Dд = 168 – 2 · 14 = 140 мм

Принимаем долото диаметром 140 мм.

После выбора долота определяем диаметр колонны, спускаемой в пробуренный ствол, по формуле:
dк = Dд - 2 · δ1, (5.15)
где δ1 – зазор между стенкой скважины и наружным диаметром спускаемой колонны (для нашего размера долота примем зазор равный 13 мм).
Тогда получим:

dк =140– 2 · 13 = 114 мм
Выбираем диаметр спускаемой колонны равный 114 мм.

Проектирование конструкции бокового ствола заканчивается сравнением наружного диаметра спускаемой колонны и эксплуатационной колонны. При этом необходимо соблюдение следующего условия:
Dн – dк ≥ δ₂ (5.16)
Для диаметра колонны в нашем случае δ₂ = 41 мм, т.е. 168 – 114≥ 54 → условие соблюдается [25].
5.3.2 Выбор конструкции забоя бокового стола

Для правильного выбора конструкции забоя бокового ствола изучаются литолого-физические характеристики месторождения: фильтрационно-емкостные свойства, минералогический состав пород-коллекторов, мощность продуктивного пласта и др [31, 25].

При определении типа забоя основными являются геолого-физические условия в интервале залегания продуктивного пласта, обуславливающие устойчивость бокового ствола, возможность разобщения горизонтов, проведение технико-технологических воздействий на пласт и РИР, обеспечение длительной эксплуатации скважины с оптимальным дебитом.

В практике строительства нефтяных и газовых скважин существует 4 типа конструкций забоев:

1 тип. С закрытым забоем, когда продуктивные горизонты перекрывают сплошной или потайной колонной с последующим цементированием скважины и вскрытием пласта перфорацией.

2 тип. С открытым забоем, когда продуктивные горизонты оставляют открытыми, либо обсаживают фильтром, но не цементируют.

3 тип. Смешанного типа, когда нижнюю часть продуктивного пласта оставляют открытой, а верхнюю – перекрывают обсадной колонной с последующим цементированием и перфорацией.

4 тип. Для предотвращения выноса песка напротив продуктивного горизонта устанавливают забойные или гравийные фильтры, либо ПЗП цементируют проницаемым тампонажным материалом.

Основным фактором, определяющим выбор конструкции забоя, является способ эксплуатации объекта, тип коллектора, механические свойства пород-коллекторов и условия их залегания.

В связи с тем, что пласт-коллектор сложен средними породами, выбираем 2 тип конструкции забоя.
5.4 Расчет длины вырезаемого «окна» и участка в эксплуатационной колонне
Для обеспечения надежности и успешного проведения забуривания бокового ствола, прежде всего, необходимо рассчитать минимальную длину вырезаемого участка обсадной колонны и минимальную длину интервала забуривания с учетом увеличения для условий желобообразования [25, 26].

Минимальная длина вырезаемого участка обсадной колонны определяется в первую очередь длиной интервала забуривания. С учетом увеличения интервала забуривания для условия желобообразования, минимальную длину вырезаемого участка обсадной колонны рекомендуется рассчитывать по формуле:
L = H · K + Dз/2 · sinα, (5.17)
где Н – расчетный интервал забуривания, м;

К = 1,1 – коэффициент запаса для интервала забуривания;

Dз – диаметр замка бурильной колонны (равен 114,3 мм);

α – зенитный угол входа бокового ствола в интервал забуривания, (2,6 ⁰).

Расчетный интервал забуривания для отклонителя с одним углом скоса определяется по формуле:
Н = l1 + R · α, (5.18)
где l₁ – длина нижней секции отклонителя, м;

R – радиус дуги окружности образующегося профиля бокового ствола, м;

α – зенитный угол входа бокового ствола в интервал забуривания, рад (0,045 рад).
Тогда получим:
Н = 1,55 + 46 · 0,045 = 3,62 м
L = 3,62 · 1.1 + 0,1143/2 · sin2,6= 5,98 м.

5.5 Расчет осевой нагрузки на долото
Величину осевой нагрузки на долото определяем из условия объемного разрушения пород с привлечением плотности по штампу по формуле [36]:

G = P_ш · F_к, (5.19)
где P_ш – твердость породы по штампу, определяемая по методике А.А. Штейнера, Па;

Fк – площадь контакта долота с забоем в момент приложения всей величины нагрузки, м².
Fк = 0,4 · Σ(li · bз), (5.20)
где Σli – средняя сумма длин зубцов по образующим от трех шарошек до-лота в предположении, что все три шарашки находятся в одновременном силовом контакте с забоем, по результатам замера для нашего долота 120,5 · 10^-3 м;

bз – средняя ширина зубца при его вершине (по результатам замера) равна 6,3 · 10^-3 м.
Для пород, слагающих пласт БС₁₀, средняя твердость по штампу составляет 425 МПа.

Тогда получим:
Fк = 0,4 · 120,5 · 10^-3 · 6,3 · 10^-3 = 3 · 10^-4 м²
G = 3 · 10^-4 · 425 · 10⁶ = 127,5 кН.
5.6 Расчет частоты вращения долота
Для расчета частоты вращения долота при турбинном способе бурения пользуемся формулой [36]:
n = (4,8…7,2) · 10³ · tz/R · τk, (5.21)
где tz – средняя величина шага зубцов долота по венцам Б, В и периферийному венцу шарошки, см (по замеру равно 1,6 см);

R – радиус шарошки, см (по замеру равно 4,8 см);

τk – время контакта долота с горной породой, мс (4,4).

Тогда получим:
n = 4,8 · 10³ · 1,6/(4,8 · 4,4) = 363 об/мин.
Сравнивая полученные данные с табличными значениями частоты вращения двигателя ДГ-105 равными 210 об/мин, а также учитывая, что выбор забойных двигателей для проводки горизонтального участка диаметром 140 мм ограничен, то проектное значение принимаем равным 210 об/мин.
5.7 Определение максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов
Максимальная величина давлений на выкиде бурового насоса Рmax определяется при выполнении следующих условий: чтобы к турбобуру или к ГЗД подводилась максимально возможная часть гидравлической мощности бурового насоса N при технологически необходимых затратах мощностей на преодоление гидросопротивлений в гидравлическом тракте скважины [36].

Рmax определяется по формуле:
(5.22)
где Gmax – максимальная нагрузка на долото, Н;

Gвр – вес вращающихся элементов турбобура (ГЗД), Н;

Tn – осевая нагрузка на осевую опору, Н;

Рm – перепад давления в турбобуре (ГЗД), МПа (8,5 МПа);

Роч – давление, необходимое для очистки забоя от шлама, Па.
При этом
Gвр = (0,4÷0,48) · Gm · b, (5.23)
где Gm – вес турбобура, Н (1800 Н);

b– коэффициент, учитывающий Архимедову силу,
, (5.24)
где ρж – плотность промывочной жидкости, кг/м³;

ρм – плотность материала, кг/м³.

Тогда получим:
Н
Gвр = 0,41800 · 0,86 = 619 Н.
При этом
Роч = N/Qmin, (5.25)
где Qmin– минимальный расход жидкости для очистки забоя от шлама,
(5.26)

где ν = 1,2 v,

v– скорость восходящего потока, м/с,
(5.27)
где dч – диаметр частиц породы, мм;

g – ускорение свободного падения, м/с²;

ρ₂ – плотность частиц шлама, кг/м³;

ρ₁ – плотность жидкости, кг/м³;

Cw – коэффициент обтекания.

При турбулентном режиме Cw постоянна и принимается равной 0,2.

Тогда получим:
м/с
ν = 1,2 · 0,9 = 1,08 м/с
Мощность, требуемая для очистки забоя от выбуренной породы, рассчитывается по формуле:
N = (π · d²с · g/4) · (ρп - ρж) · Vм · Н, (5.28)
где dс – диаметр скважины, м;

Vм – механическая скорость бурения, м/с;

Н – глубина бокового ствола, м.
Тогда получим:
N = (3,14 · 0,140² · 9,81/4) · (2100-1020) · 0,03 · 300 = 13,2 кВт

Роч = 13168/0,013 = 1,01 МПа
МПа
5.8 Определение расхода бурового раствора
Расход бурового раствора следует проектировать так, чтобы технология углубления принятым способом осуществлялась в заданном режиме. В общем случае проектная величина расхода должна находиться в пределах [36]:
Qmin≤Q≤Qmax, (5.29)
где Qmin – минимально необходимый расход бурового раствора для очистки забоя от выбуренной породы;

Q – величина расхода бурового раствора, удовлетворяющая техническим требованиям процесса углубления бокового ствола;

Qmax – технологически необходимая величина производительности насоса.

Определение расхода бурового раствора обеспечивает очистку забоя и транспортировку шлама через кольцевое пространство на поверхность.

Qmin проектируется с условием нормальной очистки забоя и скважины от выбуренной или осыпающейся в боковом стволе горной породы по формуле:
Qmin = 0,785 · Vк · (D²c-d²н), (5.30)

где Vк – средняя скорость восходящего потока в кольцевом пространстве, м/с;

Dc – диаметр скважины, с учетом коэффициента кавернозности м

Dн – наружный диаметр обсадных труб,м.

При этом
Vк = 1,25 – Vв , (5.31)
где Vв – скорость частиц шлама в кольцевом пространстве, м/с.

При этом
Vв = R · dч( – 1), (5.32)
где R = 5,72 м/с – постоянная Реттенгера;

dч – диаметр частиц шлама, м;

ρ_п – плотность горной породы, кг/м³;

ρ_ж – плотность бурового раствора, кг/м³.
Тогда получим:
Vв = 5,72 · 10^-2( - 1) = 0,545 м/с
Vк = 1,25 – 0,545 = 0,705 м/с
Qmin = 0,785 · 0,705 · (0,154² - 0,114²) = 8,28 л/с
5.9 Расчет выноса частиц шлама из бокового ствола
Для транспортировки частиц шлама в вертикальном или слабо наклоненном стволе скважины необходим, чтобы средняя скорость (V) восходящего потока промывочной жидкости в кольцевом пространстве была на 10÷15% больше скорости оседания самых крупных частиц шлама → необходимый минимальный расход промывочной жидкости [26, 36]:
Q_min ≥ (1,1÷1,5) · V_ос · S_кп. (5.33)

Если средняя величина поперечной пульсации скорости будет меньше Vос твердых частиц, то твердая фаза оседает на нижнюю стенку скважины, образуя наносы.

Среднее значение пульсационной скорости у стенок канала равна:

w = (5.34)
Примем для турбулентного потока λ = 0,02÷0,025, тогда получим w = 0,05 V → турбулентный поток может транспортировать твердые частицы, скорость оседания которых не более 5÷6% от скорости потока V > (15÷20) Vос, для выполнения этого условия необходим расход:
Q = (15÷20) · Vос · Sкп · (е + 0,21 · е²), (5.35)
где е – относительный эксцентриситет бурильной колонны, когда бурильная колонна своими замками лежит на нижней стенке скважины. И он равен:
е = (Dс - Dз)/(Dс - Dт), (5.36)
где Dс, Dз, Dт – соответственно диаметр скважины, наружные диаметры замков и бурильных труб, м.
Тогда получим:
е = (0,154 – 0,114)/(0,154 – 0,089) = 0,61
Касательные напряжения на стенки канала, создаваемые потоком жидкости, рассчитываются по формуле:
τ = j · g · ρ · R = ∆Р · (5.37)

Для частиц шарообразной формы:
τс = (G - Fa) · = 0,67 · ( ρт - ρ) · g · d · f, (5.38)
где ρт – плотность твердой частицы (2100 кг/м³);

ρ – плотность жидкости, кг/м³;

d – эквивалентный диаметр частиц (0,005 м);

f – коэффициент сопротивления движению.

Тогда получим:
τс = 0,67 · (2100 - 1020) · 9,81 · 0,005 · 0,5 = 16,4 Па
Сила сопротивления движению частиц определяется по формуле:
Fc = τс · S = 16,4 · 0,0057 = 0,094 Н (5.39)

При турбулентном режиме перепад давления в эксцентричном кольцевом пространстве определяется:
кПа (5.40)
Касательное напряжение на стенки канала, создаваемые потоком жидкости, равно:
Па
Q_min = V · Sкп ≥ (5.41)

Qmin = 5,22 · 0,0057 ≥
Q = 0,03≥0,015 м³/с. - Условие выполняется.
5.10 Расчет гидравлических потерь при бурении бокового ствола
При достаточно большой длине бокового ствола увеличение нагрузки на долото от трения бурового раствора о стенки бурильной колонны может достигать несколько десятков килоньютонов. При высокой вязкости жидкости заметным становится ее влияние на потери мощности на вращение бурильной колонны [26, 36].

При бурении многошарошечными долотами в целях улучшения промывки забоя вместо одной или двух гидромониторных насадок долота иногда устанавливаются заглушки.

Эти и некоторые другие факторы влияют на скорость и стоимость проводки бокового ствола и вызывают необходимость проведения анализа влияния свойств бурового раствора и режимов их сечения в трубах и заколонном пространстве на гидромеханику системы «скважина – бурильная колонна» и на процесс бурения.

В связи с этим рассмотрим гидравлические потери, возникающие в результате течения бурового раствора в трубах при бурении бокового ствола. Величина потерь определяется по формуле:
∆Р = 10⁶ ∙ λ ∙ L ∙ V² ∙ , (5.42)
где λ – коэффициент гидравлического сопротивления;

L – длина бокового ствола, м;

V – скорость потока, м/с;

ρ – плотность бурового раствора, кг/м³;

δ – гидравлический радиус потока, м.

При этом

V = , (5.43)
где Q – расход бурового раствора, м³/с;

F – площадь поперечного сечения, м².

Гидравлические потери при течении бурового раствора в колонне труб или кольцевом пространстве зависят от числа Рейнольдса и находятся по формуле:
Re = . (5.44)
где τ₀ – статическое напряжение сдвига.
Определим гидравлические потери давления для нашей скважины:

1. Найдем гидравлический радиус потока в колонне труб 89 х 7:
δ = , (5.45)
где d – внутренний диаметр бурильных труб, м.
Тогда получим
δ = 0,075 /4 = 0,018 м.
Аналогично находим гидравлический радиус в кольцевом пространстве:
δ = , (5.46)

где D – внутренний диаметр обсадной колонны, м;

d – наружный диаметр бурильных труб, м.

Получим
δ = м
В зоне БС
δ = м.

2. Найдем скорость потока бурового раствора по формуле:
V = ,
Подставляя данные получим

В колонне труб:
V= м/с
В кольцевом пространстве:
V = 0,51 м/с
В зоне БС:
V = 0,66 м/с
3. Найдем число Рейнольдса в колонне труб при Q = 8,28 л/с:
2219
Определим критерий Бингама:
Bi = , (5.47)
тогда получим
Bi = 9,8
В кольцевом пространстве
Re= = 588
Bi = 4
В зоне БС
Re = 864
Bi =

4. Определим коэффициент гидравлического сопротивления по формуле:
λ = 0,0032 + , (5.48)
Тогда получим
В колонне труб
λ = 0,0032 + = 0,039
В кольцевом пространстве
λ = 0,0032 + = 0,052
В зоне БС
λ = 0,0032 + = 0,048

5. Потери давления
В колонне труб
∆Р = = 0,8 МПа
В кольцевом пространстве
∆Р = = 0,17 МПа
В боковом стволе составят:
∆Р = = 0,09 МПа.
5.11 Расчет колонны-хвостовика на прочность
1. Определение наружного избыточного давления у забоя бокового ствола:
Ризб = ρ_бр ∙ L – ρ_н ∙ (L - Н), (5.49)
где L – глубина скважины, м;

ρбр – плотность бурового раствора, кг/м³;

ρн – плотность нефти, кг/м³;

Н – высота снижения уровня жидкости в колонне, м.

При этом
Н = ⅔ ∙ L, (5.50)

Н = ⅔ ∙ 2458 = 1638 м.
Тогда получим:
Ризб = 1020 ∙ 2458 – 767 ∙ (2458 – 1638) = 1,8 МПа.
2. Проверка условия прочности хвостовика:
К = ≥ 1,3, (5.51)
где Ркр – значение критической нагрузки, МПа (для стали 550 МПа),

Тогда получим
К = 550 /1,8 ≥ 1,3 → условие прочности соблюдается.

3. Проверка коэффициента запаса прочности на страгивающую нагрузку в резьбовом соединении:
Кстр = Рстр/Рраст ≥1,15÷1,3,
где Рстр – страгивающая нагрузка, МПа (для стали 750 МПа);

Рраст – растягивающая нагрузка (вес колонны с учетом нахождения ее в жидкости 279 МПа).
Тогда получим
Кстр = 750/279 = 2,7 ≥1,15÷1,3 → условие прочности выполняется.
5.12 Спуск хвостовика
Перед началом работ произвести инструктаж по ОТ и ТБ весь персонал информируется о местонахождении спасательных средств, порядка действий в чрезвычайных ситуациях, подачи предупредительных сигналов и согласованных правил радиосвязи. Проверить знания порядка проведения технологических операций по спуску хвостовика сервисным персоналом, чтобы удостовериться, что все его положения применимы и понятны.
5.12.1 Подготовка скважины к спуску хвостовика

1. 
   Произвести ревизию фильтров, обсадных труб и элементов спускного инструмента С-2. Уплотнительные кольца и манжеты должны быть заменены после каждого спуска. Убедиться в наличии шаблонов и инструмента для работы с рабочей колонной. Прошаблонировать переводник 4”ОТТМ на прохождение фрезы Ø 72.4мм.
   
2. 
   Замерить длину инструмента, наружные и внутренние диаметры, проверить работу механического инструмента и последовательность посадки гидравлического инструмента.
   
3. 
   Интервалы установки элементов спускаемой компоновки хвостовика в обязательном порядке уточняются по результатам бурения горизонтального участка.
   

• 
  Кровля пласта БС₁₀ на глубине 2289,7 м по вертикали;
  
• 
  Кровля пласта БС₁₀ на глубине 2268,01 м. по стволу;
  

• 
  Подошва пласта БС₁₀ на глубине 2260 м по вертикали.
  

• 
  При забое 2468м.
  
• 
  Фильтры установить в интервалах глубин:
  

• башмак колонны на глубине – 2468м;

• фильтр – 89 мм установить, начиная от башмака всего 20 шт.;

• интервал установки фильтров 2266,75 – 2466,75 м по стволу;

• заколонный пакер с посадочной муфтой в интервале 2260,65м – 2266м.
Примечание: Крепление бокового горизонтального ствола проводится по дополнительному плану работ, согласованному с Заказчиком, в котором уточняются данные о местах установки фонарей и других элементов оснастки по результатам, полученным при бурении БГС. Фильтр изготавливается по схеме, утвержденной Заказчиком.

• 
  Направляющий башмак d =114 мм, L = 0,25м, H_уст. = 2466,75 - 2468м, резьба ГОСТ 633-80;
  
• 
  Фильтр НКТ Ø89 мм (10 отверстий на 1 погонный метр), L_общ = 200м, резьба ГОСТ 633-80, интервалы установки фильтра уточняются геологической службой Заказчика;
  
• 
  Глубина установки фильтра 2266,75 – 2466,75 по стволу;
  
• 
  Обратный клапан с тарелкой, резьба 89мм ГОСТ 633-80М х Н , L =0,39 м,
  

H уст. = 2266,36 – 2266,75 м;

• 
  Стоп-кольцо, седло Ø19 мм, резьба 89мм ГОСТ 633-80М х Н,
  

L=0,35м Н_уст = 2266 – 2266,35м;

• 
  Заколонный пакер «СММХ Isosone» Е.С.Р. Ø 111мм, L=5,35м; L элемента = 3м, Н_уст. = 2260,65 – 2266 м;
  
• 
  Цементировочная муфта «PАС Vаlve» Ø115,1 мм, седло Ø34,9 мм,
  

резьба 89мм ГОСТ 633-80M х Н, L=1.34 м, Н уст = 2259,32 – 2260,65м

• 
  Переводник 4”ОТТМ М х Н 89мм ГОСТ 633-80, L=0,32 м, Н_уст = 2259 – 2259,32 м;
  
• 
  114-мм хвостовик ОТТМ, d_вн – 98,3 мм Н_уст.= 1825 – 2259 м резьба и ОТТМ М х Н, L = 434 м;
  
• 
  Патрубок резьба ОТТМ Н х М L=2 м, Н_уст = 1823 - 1825м;
  
• 
  Переводник 5" М х Н ОТТМ, L=0,38 м, Н_уст=1822,62-1823м;
  
• 
  Гидравлическая подвеска хвостовика «Нyflo II», резьба ОТТМ Н х Н, L=2,07 м, Н_уст. = 1820,55 – 1822,62м;
  
• 
  Верхний пакер хвостовика «Hyflo III» c профилем С-2, резьба ОТТМ муфта, L = 2,45м; Н_уст = 1818,1 – 1820 м;
  
• 
  Спусковой инструмент С-2 с посадочными сухарями для пакера, резьба З-86 L=1,82м, Н уст = 1816,28 – 1818,1 м;
  
• 
  Переводник З-114 Н х М З-86, L=0,48 м, Н_уст=1815,8 – 1816,28 м.
  

5.12.2 Расчет цементирования колонны-хвостовика

1 Произведем расчет необходимого количества цементного раствора и его составляющих цементирования хвостовика, схема которого представлена на рисунке 5.2 [26].

2 Определение объема тампонажного раствора:
(5.52)
где К – коэффициент кавернозности (К = 1,1);

D – диаметр долота,

d_н и d_в – соответственно наружный и внутренний диаметры спущенного хвостовика;

h₁ – высота подъема тампонажного раствора за колонной (h₁ = 270.35 м);

D₁ – внутренний диаметр обсадной колонны.
м³
3 Объем жидкости для продавливания тампонажного раствора в заколонное пространство
(5.53)
где  – коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, зависит от количества содержащегося в ней воздуха (газа),  = 1,0 ÷ 1,1;

d₁ – внутренний диаметр бурильных труб (d₁ = 0,075 м);

l – длина колонны бурильных труб или расстояние от цементировочной головки до воронки (l = 1825 м);

H_ц – высота подъема тампонажного раствора за колонной (Н_ц = 434 м).

м³
4 Определяем количество цементировочных агрегатов:
(5.54)
где q_max =0,0135 м³/с – максимальная подача агрегата ЦА 320М;

= 2 м/с – скорость восходящего потока наибольшего количества цементного раствора в затрубном пространстве.
принимаем 2 агрегата
5 Общее время цементирования «хвостовика»:
(5.54)
где - время закачивания тампонажного раствора:
, (5.55)
где q – производительность цементировочного агрегата, q = 13,5 л/с


– время закачивания продавочной жидкости:
(5.56)


– время, необходимое для отвинчивания колонны бурильных труб от хвостовика ( );

– время, необходимое для вымывания остатка тампонажного раствора из колонны при прямой промывке,
(5.57)


мин.

Схема заканчивания скважины Федоровского месторождения представлена в приложении 2.
5.12.3 Освоение скважин с боковыми стволами

Освоением скважины называется вызов притока жидкости из скважины. Физически процесс освоения основан на неравенстве [28]:
Р_пл ≥ Р_з = ρ · g · Н, (5.58)
Применяют следующие методы освоения скважин с БС:

1. 
   Уменьшение уровня жидкости в скважине;
   
2. 
   Уменьшение плотности жидкости в скважине;
   
3. 
   Свабирование;
   
4. 
   Закачивание аэрированной жидкости;
   
5. 
   Закачивание пенных систем;
   
6. 
   По согласованию с геологической службой допускается вызов притока производить механизированным способом.
   

Величина депрессии на пласт выбирается с учетом конкретных геолого-физических характеристик пласта, степени его загрезнения и ограничений по допустимому перепаду давлений в зоне эксплуатационного объекта.

Выбор метода освоения зависит от:

1. 
   геологических условий
   
2. 
   условий разработки
   
3. 
   учета организационно-технических условий
   
4. 
   технического состояния колонны
   
5. 
   экономических факторов
   

При освоении каждой скважины составляется план. Существуют типовые и индивидуальные планы. В плане указываются мероприятия по:

1. 
   предотвращению деформации эксплуатационной колонны,
   
2. 
   предотвращению нефтегазоводопроявлений
   
3. 
   предотвращению прорыва воды
   
4. 
   предотвращению снижении проницаемости
   
5. 
   предотвращению замазученности.
   

В начальный период эксплуатации (в течении первых 6 месяцев) рекомендуется осуществлять гидродинамические исследования скважин на установившемся и неустановившемся режимах с целью определения гидродинамических параметров пласта (продуктивность, проницаемость и др.).

На Федоровском месторождении наибольшее применение получили методы освоения скважины на уменьшении уровня жидкости в скважине и на уменьшении плотности скважинной жидкости. В этом случае давление столба жидкости на забое снижается до того момента, пока пластовое давление не превысит гидростатическое и не начнется приток жидкости из пласта.

Скважина считается освоенной, если в результате проведенных работ определена продуктивность пласта и получен приток жидкости.


5.13 Новые технологии, применяемые для зарезки бокового ствола
5.13.1 Комплекс инструмента «КГБ» для зарезки бокового ствола за один рейс

Комплекс инструмента «КГБ» (см. рис. 5.3) создавался в ОАО «АНУ»Башнефть» в лаборатории горизонтального бурения БашНИПИнефти как высокоэффективный, надежный и дешевый инструмент для зарезки боковых стволов из обсаженных бездействующих и малодебитных скважин. Идея создания подобного комплекса возникла в конце 90-х годов, когда были исчерпаны возможности наиболее распространенного в России способа зарезки боковых стволов с цементного моста после сплошного фрезерования участка обсадной колонны вырезающим устройством [37].

Комплекс состоит из якоря, клина с гидросистемой, фрезера, гибкой трубы, фильтра, ориентирующего перепускного клапана. Для зарезки бокового ствола выполняются следующие операции. Собранный на устье комплекс спускается в заранее прошаблонированную скважину на заданную глубину. С помощью комплексного скважинного модуля КОТ-36, включающего локатор муфт, гамма-индикатор и измеритель угла поворота клинового отклонителя вокруг своей оси, клин устанавливается в заданном направлении в соответствии с геологическим разрезом и относительно муфт фрезеруемой обсадной колонны. После извлечения аппаратуры КОТ-36 из бурильной колонны насосом создается перепад давления 10-12 МПа, благодаря которому из продольно гофрированной трубы раздувается якорь, фиксирующий клин в обсадной колонне.

Расцепление бурильного инструмента и клинового отклонителя проводится с помощью среза транспортного винта при натяжении инструмента. Далее начинается фрезерование окна в обсадной колонне, заканчивающееся после выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну. Фрезер имеет комбинированное вооружение: корпус армирован металлокерамической композицией, торец- твердосплавными пластинами, что позволяет получать высокую скорость фрезерования и бурить короткий ствол под КНБК для последующего бурения бокового ствола. В зависимости от степени износа фрезер после соответствующей реставрации можно использовать многократно. Для фрезерования колонны подбирается фрезер с максимально допустимым диаметром расширяющей части.

Диаметр зависит от толщины стенки обсадных труб. Максимально допустимый диаметр позволяет гарантированно за один рейс вскрыть окно, через которое свободно проходит КНБК для бурения бокового ствола.

О бщее время зарезки бокового ствола с помощью комплекта КГБ на глубине до 2000 м составляет 18-30 ч.
Рисунок 5.3 Комплекс инструмента «КГТ» для зарезки бокового ствола за один рейс.

5.13.2 Боковое внедрение в пласт

Совместив опыт зарезки вторых стволов опытом проведения ГМЩП, разработана с успешным испытанием технология вскрытия нефтяного пласта боковым внедрением .

Оборудование для бокового внедрения в пласт состоит из : ловушки для спуска и подъема устройства, корпуса, клина, опорного пакера, хвостовика . Технология заключается в следующем: собранное устройство на допускном переводнике опускается в скважину с таким расчетом длины хвостовика , чтобы сход с клина располагался в кровле пласта .Производится распакеровка , отсоединения устройства на забое . При необходимости по требованию заказчика плоскость клина ориентируется в нужном азимуте. В дальнейшем опускается компановка для вырезания отверстия в колонне и наработке уступа, состоящая из алмазного фреза диаметром 80мм, райбера диаметром –82 мм, бурильных штанг длиной 4,3 м, винтового двигателя Д-105, Д-95,Д-88 .Остальные  бурильные трубы диаметром  2 7/8 либо НКТ-2,5. После вырезания и обработке окна спускается компановка для бурения бокового ствола состоящая из: долота Д-76 мм, винтового двигателя Д-60, Д-54 мм, переводника с углом перекоса 3-3,5⁰, бурильных штанг требуемой длины для бокового ствола и остальные бурильные трубы 2 7/8 [29].

После бурения бокового ствола вся компоновка поднимается на поверхность. Скважина запускается в работу .При необходимости , изменив длину хвостовика, можно на один пласт пробурить несколько отводов в разных направлениях.

Последовательность выполнения работ и план заказ на ремонт бездействующей скважины представлены в приложениях 3, 4.
6 ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
6.1 Описание мероприятия
В настоящее время в Западной Сибири большинство месторождений находятся в третьей и даже четвертой стадиях разработки, это означает, что добыча нефти быстро падает. В этих условиях большое значение имеет применение прогрессивных методов повышения нефтеотдачи пласта, с целью поддержания дебитов нефти на рентабельном уровне.

Одним из таких методов является бурение боковых стволов на Федоровском месторождении. Применение этого метода увеличения нефтеотдачи позволяет восстанавливать бездействующие скважины, тем самым, увеличивая добывающий фонд.

В данном расчете обосновывается экономическая целесообразность бурения боковых стволов в реальных условиях [39]
6.2 Методика расчета экономических показателей эффективности применения зарезки боковых стволов
Показателями экономической эффективности мероприятия являются:

1.Поток денежной наличности.

2.Чистая текущая стоимость.

3.Срок окупаемости затрат.

4.Коэффициент отдачи капитала.

5.Внутренняя норма рентабельности проекта.

6.Чувствительность проекта к риску.

Расчет по системе выше перечисленных показателей производится за 2007 год.

Расчет эффективности мероприятия проводится по следующей схеме:

1. Поток денежной наличности:
ПДН = Вр – Ит – Нпр - К,(6.1)
где Вр – выручка от реализации дополнительно добытой нефти, тыс. руб.

Ит – текущие затраты, тыс. руб.;

Нпр – прирост налоговых выплат, тыс. руб.

К - капитальные затраты на проведение инновации, тыс. руб.
2. Дополнительная выручка:
Вр = Q  Ц, (6.2)
где Q – дополнительная добыча;

Ц - цена тонны нефти тыс. руб.
3. Дополнительная добыча:
Q = q  365  n  Kэкс., (6.3)
где q – дополнительная добыча в сутки, т/сут;

n – число скважин, охваченных мероприятием, шт;

365 – среднее время работы 1 скважины в текущем году сут.;

Кэкс – коэффициент эксплуатации (0.944).
4. Текущие затраты:
Ит = Игрп_т + Идоп_т, (6.4)

где Идоп_т – текущие затраты на дополнительную добычу, тыс. руб.;

Игрп_т – текущие затраты в t – годе на проведение закачки эмульсионных систем, тыс. руб.
Идоп_т = Q  C  0.42, (6.5)
где Q – дополнительная добыча нефти в t – году, тыс. т.;

С – себестоимость 1 тонны нефти, тыс. руб.;

0.42 – доля условно–переменных затрат.
5. Прибыль, облагаемая налогом:
Ппр = Вр – Ит (6.6)
6. Налог на прибыль:
Нпр = Ппр  0,24, (6.7)
где Ппр – налогооблагаемая прибыль, руб.;

0,24 – ставка налога на прибыль.

7. Накопленный поток денежной наличности:
НПДН =  ПДН_t, (6.8)
где t - текущий год;

 ПДН_t – сумма потоков денежной наличности в t - году, тыс. руб.
8. Коэффициент дисконтирования:

Для приведения результатов и затрат по фактору времени используется процедура дисконтирования.
_т = (1 + Ен)^tр-tm (1 + К инф )^tр-tm, (6.9)
где К инф.- коэффициент инфляции (К инф.=14% );

Ен – ставка дисконта (коэффициент дисконтирования, численно равный эффективности отдачи капитала), (в условиях стабильной экономики его принимают на уровне 0,1, то есть при отдаче капитала 10% в год Ен = 0.1)
9. Дисконтированный поток денежной наличности:
ДПДН_t = ПДН_t_t, (6.10)
где ПДН_t – поток денежной наличности в t – годе, тыс. руб.
10. Чистая текущая стоимость:
ЧТС_t =  ДПДН_i, (6.11)
где t – текущий год;

 ДПДНi – дисконтированный поток денежной наличности за текущий год, тыс. руб.