ФНГ / РЭНГМ / Отчет по летней производственной практике на 4 курсе специальности бурение
(автор - student, добавлено - 15-11-2012, 20:13)
СКАЧАТЬ:
Министерство образования и науки РТ Альметьевский государственный нефтяной институт Факультет нефти и газа Кафедра Бурения НиГ скважин ОТЧЕТ по производственной практике выполнил студент гр. проверил преподаватель Альметьевск 2012г. СОДЕРЖАНИЕ I.УНИРС на тему «Техника и технология строения скважин малого диаметра». 1.Введение………………………………………………………………………3-4 2. Особенности техники бурения скважин малого диаметра………………5-7 3. Особенности технологии бурения скважин малого диаметра…………...8-13 4. Разработка оптимальных вариантов конструкций скважин малого диаметра…………………………………………………………………….14-15 5. Разработка режимов и компоновок для бурения скважин малого диаметра…………………………………………………………………….16-17 6.Преимущества бурения скважин с уменьшенным диаметром………..18-20 7. Недостатки скважин малого диаметра……………………………….........21 8.Вывод СМД…………………………………………………………………22-23 II.Новые технологии в бурении Бурение скважин. 1.Кустовое бурение………………………………………………………. 24-26 2.Бурение многозабойных скважин…………………………………….27 3.Бурение горизонтальных скважин и их ответвлений……………..28-30 III.Список использованной литературы………………………………..31 ВВЕДЕНИЕ. В условиях рыночной экономики приоритетными стали следующие показатели: себестоимость одной тонны добытой нефти; срок окупаемости капитальных вложений; прирост запасов с наименьшими затратами; рентабельность разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. При этих условиях концепция бурения скважин малого диаметра (СМД) с использованием меньшей буровой установки и менее громоздкого оборудования является очень актуальной. Для таких скважин потребляется меньшее количество буровых растворов, обсадных труб, цемента, энергоресурсов: генерируются меньшие объемы шлама, требуется меньшая численность персонала буровых бригад для эксплуатации и содержания буровых. Анализ современного мирового опыта в этом направлении показывает, что как на неосвоенных отдаленных площадях, так и в районах нефтяных месторождений с развитой инфраструктурой, бурение СМД подтвердило возможность сокращения расходов до 15-40 % 1. При современной экономической ситуации нецелесообразна проводка скважин обычного диаметра в тех случаях, когда возможно бурение малогабаритных скважин. Повторный ввод месторождений в эксплуатацию, углубление скважин, забуривание боковых стволов, в том числе и боковых горизонтальных стволов, безамбарное и разведочное бурение – все это быстрорасширяющиеся области применения СМД. Одним из перспективных направлений является строительство скважин малого диаметра при доразработке нефтяных месторождений. Для поддержания добычи нефти на требуемом уровне возникла необходимость бурения скважин в водоохранных зонах, где предъявляемые требования экологов являются особенно жесткими, и обеспечить которые при существующей технологии невозможно. В этой связи особого внимания заслуживает вопрос о применении скважин малого диаметра при ведении буровых работ в экологически ранимых районах по безамбарной технологии, так как затраты на освоение и утилизацию отходов бурения пропорциональны объему выбуренной породы, который снижается вдвое. В каждую технологическую схему разработки месторождения, находящегося на завершающей стадии эксплуатации, закладываются дополнительные объемы буровых работ, которые не выполняются по экономическим причинам, в связи с высоким уровнем капитальных вложений на бурение. Уменьшение стоимости буровых работ – цель любой нефтедобывающей компании, поскольку от этого в значительной степени зависит рентабельность разработки месторождения. 2. Особенности техники бурения скважин малого диаметра Уменьшение диаметра скважин соответственно уменьшает диаметры породоразрушающего инструмента, забойного двигателя, стабилизирующих и отклоняющих приспособлений, колонны бурильных труб и обсадных труб и т.д. Влияние уменьшения диаметра этих элементов техники бурения на качество, точность и технико-экономические показатели проводки скважин малых диаметров не одинаково. Изменение одних факторов способствует улучшению указанных показателей проводки скважин, а изменение других факторов – снижению этих показателей. 2.1. Буровые долота Стойкость и эффективность работы долот зависят от их конструктивных особенностей, параметров режима бурения и физико-механических свойств проходимых пород. При бурении шарошечными долотами время работы на забое предопределяется или стойкостью опоры, или стойкостью вооружения. Практика бурения показывает, что в породах мягкой и средней твердости преждевременному износу подвергается опора долота, а в твердых породах, наоборот – вооружение долота. С уменьшением диаметра шарошечных долот их стойкость и проходка на долото падают. Это является следствием снижения коэффициента работоспособности подшипников опоры и объема вооружения шарошек в результате уменьшения их геометрических размеров. Снижение проходки на долото особенно отрицательно сказывается в процессе работы с отклонителем, так как, помимо роста расхода долот и количества спуско-подъемных операций, увеличивается также объем работ, связанных с ориентированием отклонителей. Для полной или частичной компенсации этого отрицательного явления необходимо при бурении наклонных скважин малого диаметра увеличить интенсивность искривления ствола. Однако достижение этой цели затрудняется тем, что с уменьшением диаметра шарошечных долот их боковая фрезерующая способность, предопределяемая величиной завеса шарошек снижается. Вместе с тем уменьшение завеса шарошек является положительным при бурении интервалов с применением прямой трубы, так как снижается интенсивность падения угла искривления и изменения азимута скважины. С уменьшением диаметра алмазных и лопастных долот эффективность их работы возрастает. Это обусловлено тем, что в процессе работы долотами скалывающего и режущего типа путь резания при одинаковых скоростях вращения уменьшается пропорционально диаметру. Практика применения одношарошечных долот уменьшенных диаметров показывает, что они способствуют значительному улучшению показателей бурения (по сравнению с трехшарошечными долотами). Эти долота обладают также сравнительно высокой боковой фрезерующей способностью. Широкое применение безопорных и одношарошечных долот существенно ускорит переход к бурению наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров. 2.2 Забойные двигатели При бурении нефтяных и газовых скважин применяются забойные двигатели, диаметр которых изменяется от 240 до 104,5 мм, а длина от 26110 до 2345 мм. С уменьшением диаметра двигателя его энергетическое параметры, вес и жесткость снижаются, а перепад давления на турбине и число оборотов вала возрастают. Для компенсации ухудшения энергетической характеристики, вследствие уменьшения диаметра, турбобуры уменьшенных и малых диаметров применяют в основном в двух- и трехсекционном исполнении. Рост перепада давления на турбине вынуждает сократить расход промывочной жидкости при работе турбобурами малых диаметров. Рост числа оборотов турбобуров с уменьшением их диаметра снижает стойкость трехшарошечных долот. 2.3 Бурильные трубы и УБТ Уменьшение диаметра бурильных труб, утяжеленных бурильных труб (УБТ), утяжеленных бурильных труб сбалансированных (УБТС), сверхутяжеленных бурильных труб (СУБТ), приводит к резкому росту гидравлических потерь, снижению их веса и жесткости. Вследствие роста гидравлических потерь приходится сокращать расход промывочной жидкости. Снижение веса бурильной колонны ускоряет спуско-подъемные операции. Снижение жесткости УБТ, УБТС и СУБТ с уменьшением их диаметров улучшает проходимость по искривленному стволу, позволяет повысить допустимое приращение искривления скважин уменьшенных и малых диаметров. Вместе с тем, это повышает возможность потери устойчивости низа бурильной колонны и самопроизвольного искривления скважины при бурении вертикального ствола. Увеличивается угол закручивания бурильной колонны от действия реактивного момента забойного двигателя. 3. Особенности технологии бурения скважин малого диаметра Особенности технологии проходки наклонных скважин малых диаметров отличаются из особенностей техники бурения, уменьшения диаметра скважины, объема выбуриваемой породы и промывочной жидкости, зазора между стенками скважины и элементами низа бурильной колонны, между стенками скважины и обсадной колонной и т.д. Объем выбуриваемой породы находится в квадратичной зависимости от диаметра скважины, поэтому с уменьшением диаметра скважин соответственно снижается затрачиваемая работа на разрушение породы и последующее ее измельчение. При этом улучшается очистка забоя от выбуренной породы и ее вынос за счет увеличения скорости восходящего потока вследствие уменьшения кольцевого сечения между стенками скважины и элементами бурильной колонны. Также повышается степень очистки промывочной жидкости от частиц выбуренных пород в желобной системе и вибросите за счет сокращения ее объема. В результате снижения объема выбуренной породы и времени контакта ее с промывочной жидкостью в процессе бурения скважин малого диаметра снижаются возможности перехода глинистой фазы и других нежелательных фракций породы в промывочную жидкость и изменение ее параметров. Это приводит к сокращению затрат времени и химических реагентов на восстановление и поддержание параметров промывочной жидкости. Кроме того, при бурении скважин малого диаметра имеет место сокращение времени промывки перед подъемом бурильного инструмента для смены долота, замера инклинометром и других геофизических исследований. С уменьшением диаметра скважин устойчивость их стенок значительно возрастает, поэтому число возможных осложнений сокращается. При этом интенсивность поглощения и ухода промывочной жидкости, газо- и нефте и водопроявлений снижается за счет уменьшения поверхности скважины в осложненном участке. Вместе с тем с уменьшением диаметра скважин происходит рост гидродинамического давления на стенки ствола, которое в процессе спуска инструмента, проработки ствола, включения бурового насоса и промывки скважины может привести к гидроразрыву пласта, а, следовательно, и к поглощению промывочной жидкости. Поэтому при проходке скважин малого диаметра к качеству промывочной жидкости предъявляются более высокие требования. Параметры раствора и его реологические свойства должны соответствовать конкретным условиям бурения. Во избежание возникновения отмеченных нежелательных явлений вследствие роста гидродинамических давлений, при проводке скважин малых диаметров, помимо применения высококачественных растворов, необходимо, чтобы скорости спуска бурильного инструмента, проработки ствола и восходящего потока не превышали определенных величин, которые вытекают исходя из градиента давления разрыва пласта. От правильного проектирования режимов бурения и учета конструктивных особенностей применяемых долот во многом зависят показатели бурения скважин малого диаметра. Практика бурения показывает, что с уменьшением диаметра долота механическая скорость проходки возрастает. При этом проходка за рейс зависит от характера воздействия на породу применяемого долота. Она уменьшается в случае бурения шарошечными долотами и увеличивается при использовании алмазных и лопастных. В первом случае это объясняется тем, что, помимо технической причины (снижения стойкости опоры и вооружения в результате уменьшения их геометрических размеров) возникают технологические причины. При работе с турбобурами малых диаметров скорости вращения и удельные осевые нагрузки выше, чем при бурении с долотами нормального диаметра. Повышение скорости вращения и осевой нагрузки снижает долговечность подшипников опоры долота. Увеличение проходки с уменьшением диаметров алмазных и лопастных долот следствие как уменьшения пути резания за каждый оборот инструмента пропорционально диаметру долота, так и улучшения очистки забоя и долота от частиц выбуренных пород, а также лучшего охлаждения долота. Таким образом, к первой группе факторов, снижающих технико-экономические показатели бурения при уменьшении диаметра наклонных скважин, относятся: - снижение стойкости шарошечных долот малых диаметров в результате уменьшения геометрических размеров элементов опоры и вооружения; - ухудшение энергетических параметров турбобуров малых диаметров; - рост гидравлических потерь в циркуляционной системе, вследствие уменьшения диаметров скважины, бурильных труб, УБТ и забойных двигателей; - увеличение гидродинамического давления на стенки скважины при спуске инструмента, включении бурового насоса, промывке и проработке ствола в результате уменьшения зазора между бурильной колонной и стенкой скважины; - увеличение расхода долот и времени спуско-подъемных операций вследствие уменьшения проходки на долото; - некоторое, хотя и незначительное, снижение производительности скважин малых диаметров; - увеличение возможности самопроизвольного искривления вертикального ствола за счет меньшей жесткости элементов компоновки низа бурильной колонны. Ко второй группе факторов, улучшающих технико-экономические показатели бурения при уменьшении диаметра наклонных скважин относятся: - уменьшение объема выбуренных пород, улучшение очистки забоя скважины и выноса частиц выбуренных пород; - снижение расхода металла, цемента, глины, химических реагентов, утяжелителя, электроэнергии, топлива и других материалов; - уменьшение времени спуско-подъемных операций вследствие снижения веса бурильной колонны; - увеличение показателей работы алмазных и лопастных долот малых диаметров; - увеличения механических скоростей бурения с уменьшением диаметра долота; - улучшения проходимости турбобуров, УБТ и бурильных труб по искривленному стволу за счет снижения их жесткости; - облегчение предупреждения и борьбы с поглощениями промывочной жидкости, с обвалами пород, с прихватом инструмента и с газо-нефте-водопроявлениями вследствие уменьшения объема промывочной жидкости; - повышение возможностей применения компоновок для безориентированного бурения за счет увеличения их гибкости. Безусловно, это неполный перечень отрицательных и положительных факторов влияющих на технико-экономические показатели бурения скважин малого диаметра. В России, как в большинстве старых нефтегазодобывающих регионов мира, существует значительный фонд бездействующих и малодебитных скважин 4. Поэтому сейчас основным направлением деятельности многих добывающих нефть и газ предприятий становится ремонт старых скважин. Эффективным способом восстановления производительности бездействующих скважин или увеличении дебита работающих скважин является бурение бокового ствола из обсадной колонны. С середины 80-х годов на нефтяных и газовых месторождениях используются разработанная ВНИИБТ технология неориентированного забуривания боковых стволов из вырезанного по всему сечению интервала эксплуатационной колонны и бурение параллельно старому стволу. Такая технология применяется преимущественно для обхода зоны загрязнения, обводнения продуктивного пласта или механических препятствий в столе скважины. Использование технологии горизонтального бурения при строительстве боковых стволов позволяет перевести вертикальные или обычные наклонные скважины в горизонтальные или даже разветвленно-горизонтальные, что существенно повышает эксплуатационные характеристики скважины, а также позволяет формировать рациональную схему разработки месторождения нефти или газа. Учитывая актуальность и возрастающую потребность в бурении боковых стволов на нефтяных и газовых месторождениях России, в начале 90-х годов приступили к созданию комплекса технических средств ориентированного наклонного и горизонтального бурения скважин долотами диаметром 120,6 и 139,7 мм. Результатом такой работы явилось создание технологического комплекса для бурения наклонных и горизонтальных боковых стволов из эксплуатационных колонн диаметром 140; 146 и 168 мм. В процессе создания технологического комплекса была решена проблема ориентирования двигателя-отклонителя в обсадной колонне, т.е. в магнитной среде за счет использования в ориентирующем устройстве гироскопического датчика азимута. Специально для забуривания и бурения боковых стволов были разработаны винтовые забойные двигатели типа ДГ диаметром 95 и 108 мм с технологической оснасткой, включающей искривленные переводники, центраторы, децентраторы, переливной клапан и корпусные шарниры. Для контроля положения отклонителя была создана малогабаритная телеметрическая система ЭТО с проводным каналом связи и извлекаемым забойным модулем диаметром 36 мм. В 1992 году с использованием технологического комплекса ВНИИБТ впервые в Западной Сибири на Уренгойском газоконденсатном месторождении из эксплуатационной колонны диаметром 168 мм был пробурен горизонтальный ствол, длина которого непосредственно в продуктивном пласте составляет 127 м. В последующие годы работа над совершенствованием технологического комплекса для бурения боковых стволов продолжалось в следующих направлениях: - расширение функциональных возможностей; - повышение надежности и точности выполнения проектного профиля; - улучшение технической характеристики и адаптационных возможностей. Опыт применения технологического комплекса показывает, что в процессе работы, в зависимости от этапа бурения возникает необходимость в модификации не только комплекса в целом, но и забойного двигателя. Например, при увеличении зенитного угла и бурении горизонтального участка необходимо использовать шпиндели различной конструкции, при этом геометрия рабочей пары должна соответствовать типу используемого породоразрушающего инструмента. В этой связи в настоящее время ВНИИБТ приступил к разработке модульных винтовых забойных двигателей, что существенно повысит функциональные возможности комплекса, сократит время строительства горизонтальных и наклонных боковых стволов. 4.Разработка оптимальных вариантов конструкций скважин малого диаметра. В ходе выполнения данного этапа календарного плана были разработаны три варианта конструкций скважин малого диаметра, которые приведены на рисунке 1. Первый вариант: - направление 245 мм 30 40 м (долото 295 мм), - кондуктор 194 мм 300 350 м (долотом 215,9 мм), - эксплуатационная колонна 139,7 мм (долото 175 мм). Второй вариант: - направление 245 мм 30 40 м (долото 295 мм), - кондуктор 194 мм 300 350 м (долотом 215,9 мм), - эксплуатационная колонна сварная 146 мм (долото 175 мм). Третий вариант: - направление 245 мм 30 40 м (долото 295 мм), - кондуктор 178 мм 300 350 м (долотом 215,9 мм), - эксплуатационная колонна 114 мм (долото 156 мм). При применении предлагаемых конструкций скважин и использовании стандартного оборудования ожидается сокращение затрат на строительство скважин. а) объемов земляных амбаров в 2 раза; б) расхода цемента в 2 раза; в) расхода обсадных труб в 1,21,3 раза; г) энергетические затраты на 25 %; д) расхода химрегентов в 2 раза; е) расхода бурового раствора в 1,3 раза. Составлен расчет гарантированного экономического эффекта для третьего варианта предлагаемых конструкций. Экономический эффект в расчете на одну скважину составил 357,2 тыс. рублей (приложение А). Разработана предварительная модель гидромеханического пакера ПГМ-152 для ликвидации осложнений при бурении скважин малого диаметра. 5. Разработка режимов и компоновок для бурения скважин малого диаметра. Для бурения скважин малого диаметра были разработаны следующие компоновки и режим бурения. Бурение под направление и промежуточный кондуктор. Под направление бурение производить роторным способом с применением жесткого центратора. Бурение под промежуточный кондуктор производить после проведения цементометрии компоновкой: долото 295,3 СЗГВ, пл.центратор 285 мм; ГЗД 2 ТСШ1-195, жесткий центратор 285 мм; ТБПК-127х9,19. Бурение под кондуктор. Наклонно-направленное бурение под кондуктор производить компоновкой: долото 215,9 СЗГВ; калибратор 12 КС 215,9 мм; отклонитель ТО-195 с углом перекоса 1,10; труба ЛБТ 147х11; бурильные трубы ТБПК-127х9,19; фильтр, ведущая труба. Производительность бурового насоса – 30 л/с. Для визирования и контроля параметров кривизны применять инклинометр КИТ. Для добуривания под кондуктор после набора необходимых параметров кривизны применить компоновку: долото 215,9 СЗГВ; калибратор 12 КС 215,9 мм; ГЗД 2 ТСШ1-195; бурильные трубы ТБПК-127х9,19; фильтр, ведущая труба. Перед спуском кондуктора необходимо прошаблонировать скважину компоновкой «долото на инструменте», при наличии на забое проработки произвести закачку глинистого раствора. Бурение под эксплуатационную колонну. Бурение из-под кондуктора до кровли тульского горизонта производить с промывкой забоя водой со стабилизацией зенитного угла с КНБК: долото 155,6 сзгау с тремя насадками 10 мм, двигатель Д-127 с ниппельным центратором 153 мм, обратный клапан 123 мм, УБТ-108 – 100 м, бурильные трубы 89 мм .Производительность бурового насоса - 1516 л/с, осевая нагрузка на долото 810 т. После каждого подъема необходимо определить износ долота и ниппельного центратора. Проектный профиль обеспечивается применением соответствующих неориентируемых компоновок, включающих калибраторы, ниппельные центраторы. Замер параметров кривизны производится через 200-250 м проходки. Параметры кривизны контролировать в ходе бурения инклинометром ИЭМ-36. В случае необходимости коррректировка параметров кривизны производится с использованием отклонителя Д1-127. Забойное ориентирование отклонителя производится при помощи инклинометра ИЭМ-36. Применение телеметрической системы МWD допускается только в крайнем случае. Бурение интервала от кровли тульского горизонта до проектной глубины производить роторным способом с промывкой забоя глинистым раствором с = 1250 кг/м3 , В=25 сек, Ф = 68 см3 /30 мин. КНБК: долото 155,6 сзгау, УБТ-108 мм – 2 м, центратор из УБТ 146 мм длиной 0,30,4 м, УБТ 108 мм – 100 м, бурильные трубы 89 мм (Рисунок ). Производительность бурового насоса – 10 л/сек, осевая нагрузка на долото - 810 т. В целях обеспечения устойчивости колонны УБТ на каждой свече УБТ установить жесткий центратор 127 мм. 6.Преимущества бурения скважин с уменьшенным диаметром. В условиях рыночной экономики приоритетными стали следующие показатели: себестоимость одной тонны добытой нефти; срок окупаемости капитальных вложений; прирост запасов с наименьшими затратами; рентабельность разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Снижение затрат на строительство скважин и поддержание уровня добычи нефти – цель любой нефтедобывающей компании, поскольку от этого зависит рентабельность разработки месторождений. На данном этапе разработки нефтяных месторождений Татарстана, когда остаточные запасы незначительны и дебиты нефти большинства скважин невысоки, сложившиеся затраты на бурение новых скважин приводят к их увеличению, что делает дальнейшую разработку многих месторождений ОАО «Татнефть» нерентабельной. Стремление ограничить затраты на строительство скважин наталкивает на путь использования новых технологий и облегчения конструкций скважин. Один из них – бурение скважин малого диаметра (СМД), так как до 60 процентов затрат на строительство скважины от общего объёма зависят от её диаметра. К затратам, зависящим от диаметра скважины, относятся: обсадные трубы, энергия (в т.ч. на разрушение горных пород), портландцемент, буровой раствор, химические реагенты, утяжелители, долота и транспортные расходы. Бурение скважин малого диаметра дает следующие технико-экономические преимущества: 1) Снижаются капитальные затраты на строительство скважин в результате уменьшения расходов металла, энергии, цемента, глинистого раствора, химических реагентов, утяжелителя и транспорта этих материалов. 2) Возникает возможность освоения больших глубин так как при прочих равных условиях вес бурильных и обсадных колонн уменьшается, а устойчивость их (на смятие и на внутреннее давление) – увеличивается. 3) Ускоряются различные технологические процессы, и облегчается труд рабочих на скважине, вследствие применения облегченного оборудования и инструмента. 4) Увеличивается возможность применения мобильных буровых установок, уменьшаются сроки и стоимость строительства скважин по сравнению со стационарными буровыми установками. Использование мобильных буровых установок позволяет кратно увеличить монтажеспособность бурового оборудования, сократить цикл строительства скважины. 5) Возникает возможность (в ряде случаев) в процессе проектирования разработки залежи сократить расстояние между скважинами на структуре, т.е. увеличить число скважин малых диаметров без увеличения капитальных вложений, что и создает более благоприятные условия для повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения. 6) Технология бурения скважин малого диаметра потенциально способна обеспечить существенное снижение затрат и рискованности ведения разведочных работ в отдаленных, экологически чувствительных регионах, особенно в случаях, требующих выполнения непрерывного отбора керна из отчета 6. Высококачественная геологическая информация по данным анализа результатов непрерывного отбора керна из скважин малого диаметра может быть получена при существенно более низких затратах по сравнению с бурением обычных скважин. Для поддержания добычи нефти на требуемом уровне возникла необходимость бурения скважин в водоохранных зонах, где предъявляемые требования экологов являются особенно жесткими, и обеспечить которые при существующей технологии невозможно. В этой связи особого внимания заслуживает вопрос о применении скважин малого диаметра при ведении буровых работ в экологически ранимых районах по безамбарной технологии, так как затраты на освоение и утилизацию отходов бурения пропорциональны объему выбуренной породы, который снижается вдвое. Отмеченные экономические преимущества от перехода к бурению скважин малого диаметра проявятся полностью, если при этом техника и технология бурения не приведут к существенному снижению скорости строительства скважин. Влияние скорости бурения скажется на затратах, зависящих от времени. Если совокупное влияние факторов, снижающих затраты на строительство скважин от уменьшения их диаметра, будет преобладать над совокупным влиянием другой группы факторов, увеличивающих эти затраты от возможного снижения скорости бурения, то переход к бурению скважин малого диаметра будет экономически целесообразным. 7. Недостатки скважин малого диаметра. Многие месторождения Татарстана являются многопластовыми объектами разработки. Так например залежи 301 – 303 Ромашкинского месторождения являются весьма сложными объектами нефтедобычи. Сложность извлечения запасов нефти обусловлена следующими особенностями: высокой послойной и зональной неоднородностью коллекторов, низкими фильтрационными, коллекторскими свойствами матрицы породы, наличием трещин, по которым идет преимущественное движение закачиваемой и пластовой воды, слабо охватывая при этом матрицу пород, повышенной вязкостью нефти, низким газовым фактором. Фильтрация жидкости в трещинно-пористой среде происходит, в основном, по трещинам, что приводит к быстрой обводненности добывающей скважины как нагнетаемой, так и подошвенной водой. Малый диаметр скважины не позволит технически, при безуспешности водоизоляционных работ и больших остаточных запасах, применит технологию зарезки боковых и боковых горизонтальных стволов. Малый диаметр скважины не позволит при необходимости углубить забой на нижние горизонты (С1bb, Д). 8.Вывод СМД. В настоящее время на месторождениях Татарстана создалась сложная геолого-технологическая обстановка, связанная с падением доли активных запасов, т.е. ростом трудноизвлекаемых запасов. Поэтому в сложившихся условиях переход от традиционных конструкций скважин на строительство СМД с эксплуатационной колонной 114 мм представляется весьма целесообразным. Эксплуатационное бурение СМД с малогабаритных буровых установок позволит сократить материалоемкость конструкции, расходы на подготовительные и вышкомонтажные работы. Ускоряются сроки введения скважин в эксплуатацию, сокращается количество скважин под станком, так как освоение производится силами буровой бригады сразу же после окончания строительства скважины. Разбуривание вновь вводимых в эксплуатацию месторождений может производиться при отсутствии инфраструктуры. Строительство скважин малого диаметра в разведочном бурении (особенно при доразведке месторождений) привлекательно в связи с возможностью получения геологической информации в том же объеме, что и при традиционной технологии, при значительном сокращении подготовительных, вышкомонтажных и буровых работ. Усиление внимания к проблемам загрязнения окружающей среды от воздействия буровых операций и ужесточение природоохранного законодательства обуславливают необходимость разработки и осуществления новых технологий и программ, направленных обеспечение строгого соблюдения экологических требований. Поэтому вопрос строительства скважин малого диаметра в экологически ранимых районах по безамбарной технологии является весьма актуальным. Поскольку конечная цель бурения скважин добыча нефти и газа, то при выборе их диаметров и диаметров эксплуатационных колонн решающее значение должны иметь не технико-экономические показатели бурения, а обеспечение необходимого отбора жидкости из пласта. Следовательно, уменьшение диаметра скважин, а в ряде случаев и диаметра эксплуатационной колонны, не должны существенно снижать производительность скважин. Добыча нефти из скважин малого диаметра может осуществляться как фонтанными, так и многими механизированными способами. Реальный максимально возможный дебит жидкости из такой скважины следует ограничить 200 м3/сут. Фактические дебиты, которыми обосновывается диаметр применяемой эксплуатационной колонны на месторождениях Татарстана низки, и вполне удовлетворяют условиям эксплуатации механизированным способом в эксплуатационной колонне 114 мм. Реализация программы строительства скважин малого диаметра позволит снизить стоимость подготовительных и строительных работ благодаря уменьшению размеров и веса бурового оборудования, расходуемых материалов, в основном за счет уменьшения объема горной выработки. Более жесткие требования, касающиеся минимизации воздействия на окружающую среду при проведении буровых операций, также играют важную роль, способствуя созданию более «чистых» условий бурения скважин малого диаметра. Строительство СМД со старых кустовых оснований при доразработке месторождений позволит практически исключить подготовительные работы из цикла строительства скважины. Строительство скважин малого диаметра является принципиально новым подходом для серьезного пересмотра обычных проектов разбуривания месторождений. Наряду с уменьшением затрат процесса строительства скважин, имеются широкие возможности для их эффективной эксплуатации. Таким образом, значительное снижение себестоимости буровых работ с внедрением технологии строительства СМД, в конечном счете, будет способствовать повышению коэффициента нефтеизвлечения. I. БУРЕНИЕ СКВАЖИН 1 Кустовое бурение скважин Кустовым бурением называют такой способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а забои находятся в точках, соответствующих геологической сетке разработки нефтяного (газового) месторождения. Одним из главных преимуществ кустового бурения является значительное сокращение земельных площадок, приходящихся на одну буровую, и сокращение за счет этого потрав сельскохозяйственных угодий. Кроме того, кустовое бурение скважин дает возможность значительно сократить строительно-монтажные работы в бурении, уменьшить объем строительства дорог, водопроводов, линий электропередачи и связи и т.д., улучшить руководство буровыми работами и обслуживание эксплуатационных скважин. Наиболее выгодно вести кустовое бурение на морских месторождениях, в горной, лесной и болотистой местностях, где возведение промысловых сооружений и строительство дорог и коммуникаций затруднены и требуют больших капиталовложений. Очень широкое распространение получило бурение наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири. В сложных природно-климатических условиях на затапливаемой и сильно заболоченной территории выполняется большой объем буровых работ. Высокие темпы строительства скважин в сочетании с использованием кустового метода разбуривания месторождений предъявляют большие требования к уровню технологии наклонного бурения. До начала бурения первой скважины составляется план куста, в котором показывается расположение устьев скважин, очередность их бурения, направление перемещения буровой установки, проектные азимуты и отклонения забоев скважин. При этом необходимо, чтобы в направлении перемещения буровой установки располагалось минимально возможное число проектных забоев скважин. Очередность бурения скважин с кустовой площадки определяется в зависимости от величины угла, измеряемого от направления движения буровой установки до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки (рисунок 1.1). Расстояние между устьями двух соседних скважин определяется прежде всего исходя из необходимости установки агрегатов для ремонта скважин, а также размещения станков-качалок. При выборе расстояния между устьями принимается во внимание также длина вертикального участка скважины и траектория ствола предыдущей скважины. При этом расстояние между устьями двух соседних скважин должно быть не менее 3м. Если предыдущая скважина искривлена в направлении движения буровой установки, то расстояние между устьями может быть увеличено. Рисунок 1.1 - Определение очередности бурения скважин на кустовой площадке 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7,8- очередность бурения скважин; А - направление движения буровой установки; I - группа скважин, в которой каждая очередная забуривается с большей глубины, чем предыдущая, при этом опасность встречи стволов минимальна; Па, Пб - глубины зарезки, должны увеличиваться, как и для скважин первой группы; III - бурение скважины с меньшим зенитным углом и максимально вертикальным участком; глубина зарезки для каждой очередной скважины меньше, чем для предыдущей При бурении наклонных скважин с кустовых площадок для сохранения вертикального верхнего участка ствола необходимо обеспечить: - центровку вышки, горизонтальность стола ротора; - соосность резьбовых соединений нижней части бурильной колонны и прямолинейность УБТ; - бурение верхнего интервала вести с проворотом инструмента; - использование при необходимости центрирующих устройств. Расстояние по вертикали между точками забуривания наклонного ствола двух соседних скважин должно быть не менее 30 м, если разница и азимутах забуривания менее 10°; не менее 20 м, если разница составляет 10...20°; 10 м, если азимуты забуривания отличаются более чем на 20°. Глубина забуривания наклонного ствола выбирается в зависимости от величины угла, измеряемого от направления движения буровой установки до проектного направления на точку по часовой стрелке: - если указанный угол равен 60... 300°, то первая скважина забуривается с минимальной глубины; глубина забуривания каждой последующей скважины выбирается больше, чем предыдущей; - если угол между направлением движения буровой установки и проектным азимутом равен 60... 120° или 240...300°, допускается забуривание выше, чем в предыдущей скважине; - при величине вышеуказанного угла, равной 0... 60° или 300... 360°, первая скважина забуривается с большей глубины, глубина забуривания каждой последующей скважины выбирается меньше, чем предыдущей. При забуривании наклонного ствола выше, чем в предыдущей скважине и в случае, когда предыдущая скважина является вертикальной, необходимо выполнять следующие требования: - перед спуском отклонителя замерить угол и азимут первого участка профиля; - при искривлении ствола более 1 забуривание вести с учетом опасности встречи стволов; - не допускается пересечение плоскостей бурящейся и ранее пробуренных скважин; - контроль за траекторией ствола следует осуществлять двумя инклинометрами. При бурении скважин одного куста должны применяться отклонители с одинаковой интенсивностью набора кривизны, не превышающей 2° на 10 м. Зона вокруг ствола скважины с радиусом, равным 1,5% текущей глубины рассматриваемой точки за вычетом длины вертикального участка, но менее 1,5 м, считается опасной с точки зрения встречи стволов. Если в процессе бурения выявляется, что возможно соприкосновение опасных зон двух скважин, бурение продолжается с соблюдением мер, исключающих повреждение обсадной колонны, или осуществляются работы по корректированию траектории скважины. При сближении стволов необходимо делать промежуточные замеры: при бурении с отклонителем -- через 25 м, на прямолинейном участке -- через 200...300 м, а также контролировать взаимное положение стволов и расстояние между ними. 2. Бурение многозабойных (многоствольных), горизонтально разветвленных и горизонтальных скважин Многозабойными (многоствольными) считаются скважины, из которых пробурены ответвляющиеся стволы для решения различных техникогеологических задач. Любая многозабойная скважина является наклонно-направленной, так как для бурения нового ответвления требуется отклонить ствол от первоначального направления. Горизонтально разветвленные скважины - это разновидность многозабойных, так как их проводят аналогичными способами, но в конечном интервале бурения зенитный угол доводят до 90°. К конструкции многозабойной скважины предъявляются следующие основные требования: - ствол скважины должен позволять прохождение к забоям стволов бурящейся скважины и отклоняющих компоновок требуемых геометрических параметров; - во всех интервалах ствола должна быть возможность искривления скважины с максимальной интенсивностью; - все участки скважины должны обеспечивать возможность крепления искривленных интервалов обсадными трубами; - по возможности ствол скважины должен позволять проведение геофизических исследований. Технология проводки многозабойной скважины сводится к следующему. До кровли продуктивного пласта или же несколько выше бурят обычную скважину. От нее в продуктивном пласте в разные стороны бурятся ответвления (дополнительные стволы). В первую очередь до проектной глубины проводится ствол, имеющий максимальное проектное отклонение. Последующие дополнительные стволы забуриваются из него последовательно снизу вверх. В случае если продуктивный пласт сложен неустойчивыми породами, ограничиваются бурением одного ствола с горизонтальным вхождением в пласт. После того как многозабойная скважина пробурена, ее, как правило, до места зарезки самого верхнего дополнительного ствола обсаживают колонной. Для бурения резко пологих дополнительных пластов были разработаны специальные компоновки низа бурильной колонны. Основной частью этих компоновок является короткий забойный двигатель, позволяющий производить искривление стволов с радиусом кривизны порядка 25...50 м вместо 250 м и выше, получаемых при работе стандартными забойными двигателями. Кроме того, сравнительно небольшая масса и малая длина коротких забойных двигателей позволяют значительно эффективнее использовать момент упругих сил, создаваемый обычными отклонителями. 3. Бурение горизонтально разветвленных и горизонтальных скважин В случае если наклонно-направленная скважина заканчивается горизонтальным участком, она называется горизонтальной скважиной. Горизонтальная часть ствола скважины может достигать многих сотен метров. Процесс бурения таких скважин часто называется горизонтальным бурением. Несмотря на то, что горизонтальное бурение применялось в течение многих лет, этот вид бурения в последнее время применяется во все возрастающих объемах. Благодаря достижениям в совершенствовании оборудования для горизонтального бурения в последние годы, горизонтальное бурение превратилось из нового метода в надежный, проверенный процесс, широко применяемый как у нас в стране, так и за рубежом. Одним из важнейших направлений в области интенсификации добычи нефти и повышения нефтеизвлечения считается разработка нефтяных месторождений с помощью горизонтальных и горизонтально разветвленных скважин. Опыт бурения многозабойных, горизонтально разветвленных и горизонтальных скважин показал, что достоверность ориентирования отклонителя в скважине с помощью инклинометра и магнитного переводника при углах наклона 30° и более существенно снижается, а при углах более 45° надежно сориентировать отклонитель не удается. При бурении горизонтальных скважин необходимо использовать специальный магнитный переводник с несколькими магнитами, размещенными в вертикальной плоскости, и специальный инклинометр для ориентирования отклонителя при больших зенитных углах. ЕСТЕСТВЕННОЕ ИСКРИВЛЕНИЕ СКВАЖИН Как уже отмечалось, скважины бурят вертикальные и наклонные. В первом случае предпринимают меры, направленные на предупреждение искривления скважины, а во втором принудительно искривляют скважины по заранее выбранному профилю. В связи с этим бурение любой скважины должно осуществляться при строгом контроле за ее положением в пространстве, для чего от интервала к интервалу замеряют (рисунок 2.1): 1)зенитный угол а -- угол между осью скважины 1 и вертикалью 2; 2)азимутальный угол б -- угол, взятый в горизонтальной плоскости3 между плоскостью искривления скважины 4 и направлением, например, на север 5. Y-- устье; 3 -- забой; А -- отклонение скважины от вертикали; а - искривление скважины в одной плоскости (плоское искривление); б и в - искривление скважины пространственное Искривление скважины может быть плоским (рисунок 2.2, а) и пространственным (рисунок 2.2,б, в). В первом случае с ростом глубины скважины азимутальный угол не изменяется, а во втором -- постоянно меняет значение. Пользуясь значениями а и 9, замеренными в начале и конце каждого интервала, строят проекции оси скважины на вертикальную (см. рисунок 2.2,I) и горизонтальную (см. рисунок 2.2,II) плоскости, при совместном рассмотрении которых судят о пространственном положении оси скважины. При этом проекция оси скважины на вертикальную плоскость называется профилем скважины, а на горизонтальную -- планом. Однако при б ? 2° строить проекции не следует, так как измерение углов б и особенно ? в этом случае сопровождается значительными ошибками. Поэтому скважины, в которых б =2° и менее, следует называть условно вертикальными, а при б >2° -- искривленными. Современные технологии при бурении горизонтальных скважин малого диаметра В Компании "Татнефть" успешно осуществлено бурение скважин малого диаметра с горизонтальным окончанием ствола. Скважины с горизонтальным стволом по проекту ТатНИПИнефть построены для НГДУ "Нурлатнефть" (продуктивный башкирский пласт Ашальчинского месторождения) и для НГДУ "Альметьевнефть" (продуктивный турнейский пласт залежи Ромашкинского месторождения). Особенностью бурения горизонтального ствола в скважине малого диаметра является отсутствие запасного диаметра, который проектируют при бурении традиционным диаметром. При бурении традиционных скважин потенциальные зоны осложнений закрываются эксплуатационной колонной, а затем, уже в отсутствии рисков осложнений, бурение горизонтального ствола по продуктивной части продолжается долотом меньшего диаметра. Для минимизации рисков осложнений при бурении скважин были реализованы предложенные проектной лабораторией ТатНИПИнефть современные буровые технологии: геонавигация; буровой раствор, укрепляющий стенки скважин; шламокаротаж; бурение одной компоновкой секции набора кривизны и секции горизонтального ствола. Проведенный во время бурения ствола каротаж позволил определить кровлю продуктивных отложений без остановки бурения. Забойная информация геонавигации по специальной компьютерной программе в режиме реального времени поступала по каналам связи на компьютеры геологической службы НГДУ, где оперативно обрабатывалась специалистами. Полевые инженеры навигационной службы по рабочей команде геологов определили набор кривизны горизонтального ствола относительно нефтеносной части пласта. Бурение продолжалось без смены компоновки. Ориентиром верного курса траектории служили сведения шламокаротажа, по которым определялась насыщенность нефтью выбуренной породы. После достижения проектного забоя было проведено обсаживание скважины 114 мм эксплуатационной колонной, оснащенной заколонным пакером (для предотвращения проникновения цементного раствора в продуктивный горизонтальный ствол). Цементирование эксплуатационной колонны проведено с подъемом цементного раствора на устье скважины. Продуктивный пласт оставлен для эксплуатации открытым горизонтальным забоем. Работы по бурению скважин малого диаметра с горизонтальным окончанием ствола выполнены буровой бригадой ООО "Татнефть-ЛениногорскРемСервис", по геонавигации - специалистами ООО "ТНГ-Групп". СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1.Шафтельский В.Е., Мошкин Е.Н., Биджаков В.И. и др. Перспективы строительства скважин малого диаметра на месторождениях ОАО «ВНК». Вестник ВНК. № 1, 1998. с.62-64. 2.Серенко И.А., Лившиц Д.Е., Черенков Н.Г. Бурение скважин уменьшенных и малых диаметров. М., Недра, 1964. 3.Григорян Н.Г Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров. М., Недра, 1974. 4.Мессер А.Г., Повалихин А.С. Бурение горизонтальных стволов малого диаметра. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. № 11-12, 1999, с. 3-6. 5.Бурение разведочных скважин малого диаметра в отдаленных экологически чувствительных районах. НТЖ «Нефтяная и газовая промышленность», № 9-10, 1997. с. 20-28. 6.Трубецкой Н.Н. Система раннего обнаружения проявлений при бурении скважин малого диаметра. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности», № 5-6, 1997. с.19-25. Похожие статьи:
|
|