Практические занятия 2009

НИ

менее 50 м), то профиль корректируется для исключения пересечения стволов.

Типы профилей боковых стволов приведены на рисунке 8.1.1.

Подготовительные работы

Г

Подготовка ствола скважины к бурению бокового ствола (включая и

интервалы

продуктивных

пластов)

должна осуществляться

А

согласно

требованиям РД 08-492-02 «Инструкция о порядке ликвидации, консервации

скважин и оборудования их устьев и стволов».

До начала работ по извлечению части колонны необходимо провести

работы по физической ликвидации «низа» скважин, по дополнительному плану,

в установленном порядке согласно действующей норм тивно-технической

документации согласно РД 08-492-02.

е

Необходимо провести комплекс геофизических исследований скважины с

целью определения состояния эксплуатационной колонны, наличия и качества

цементного камня за колонной, наличия межпластовых п кар токов, уточнение

пространственного

положения

ствола

скважины

и

параметров

эксплуатационного объекта

и

После проведения изоляционных работ ниже интервалат

зарезки бокового

ствола

эксплуатационная колонна

должна

быть опрессована на давление,

л

индивидуально определяемое для каждой скваж ныо, с учетом ее технического

состояния, которое определяется инструмента ьно (СГДТ-2, АМИД-42, МАК-2

и др.)

б

Для обеспечения свободного спуска компоновок осуществляется

шаблонирование эксплуатационной колонны шаблоном, спускаемым на трубах

и имеющим следующие размеры:

б

и

Dш = D фр + (1,5-3) мм,

Lш = L фр + (2-3) м,

ая

где

Dш , D фр - ди метры шаблона и фрезера, соответственно;

н

Lш , L фр - длины ш блона и фрезера.

При необходимости (непрохождение приборов, инструмента и др.)

обсадная колонна прорабатывается райбером, оправкой, скребком или другим

инструментом. Выбор инструмента производится на основе исследования

состояния эксплуатационной колонны микрокаверномером и дефектоскопом.

р

Известны дван

способа вскрытия окна, применяемые на практике:

вырезание

кна с

помощью

райбера

по

клиновому отклонителю; полное

т

участкао

вырезание

эксплуатационной колонны с последующей установкой

цемен ного моста.

л

е

к

Э

131

НИ

На базе опыта бурения боковых стволов установлены границы применения

обоих способов. В наклонных скважинах с зенитным углом отклонения

обсаженного ствола в месте забуривания более 20° применение существующих

вырезающих устройств

с круговым

фрезерованием

становится

Г

сложным

вследствие нарушения

центровки

режущего

органа под

действием

А

собственного веса и получения одностороннего щелевид-ного окна. Для

решения этих вопросов необходимо разработать надежные центрирующие

элементы и подобрать соответствующий режим работы вырезающего

устройства по фрезерованию окна в эксплуатационных колоннах, имеющих

зенитный угол в месте забуривания бокового ствола 20° и более. В условно-

вертикальных

скважинах

применение

клиновых откло-нителей и райберов

е

также связано со значительными осложнениями из-за наличия проблемы

ориентации отклонителя. Требуется использовать дорогостоящее оборудование

для навигации. Поэтому клиновые отклонители становятсякапредпочтительнее

при зенитных углах основного ствола более 20°. В этих условиях для

ориентации возможно применение серийно выпускаемых приборов.

и

Боковой ствол, как и основная скважина, являетсят

сложным инженерным

сооружением. Строительство его связано с работами, являющимися опасными

л

, так и с точки зрения

как с точки зрения угрозы жизни и здоровью персоналао

угрозы

безопасности

окружающей

среды. По этим

причинам он является

б

предметом пристального контроля Госгортехнадзора и Комитета по охране

окружающей среды.

и

Как и для любого инженерного сооружения, для строительства бокового

ствола необходима проектно-сметная документация. Эта документация

объединяется в групповой или инд

в дуальный проект и проходит экспертизы

в районных отделах Госгортехнадзора РФ и Комитета по охране окружающей

среды.

ая

Индивидуальный рабочий проектб

разрабатывается для одного конкретного

бокового ствола, групповой - для нескольких одинаковых боковых стволов,

строящихся на одном месторождении на одну группу пластов.

н

Рабочий проект состоит из четырех основных разделов.

1.

Тех ическое задание.

2.

Общая пояснительная записка.

3.

Охра а окружающей среды.

4.

р

Смета

а строительство.

Общая п яснительнаян

записка включает в себя: общие сведения о районе и

площадке для строительства, основание для проектирования, геологическую

характе истикуо, сведения о конструкции и профиле бокового ствола, буровом

растворе, об углублении, креплении, освоении бокового ствола, дефектоскопии

к

и опрессовке оборудования, строительно-монтажных работах, механизации и

е

автоматизациит

технологических процессов, организации строительства.

За достоверность и качество технического задания отвечает Заказчик. За

кач ство составления проекта несет ответственность проектная организация,

Э

которая

должна иметь

лицензию

на

данный вид

деятельности,

выданную

л

133

НИ

Госгортехнадзором РФ. Любые отклонения от проекта должны быть

согласованы Заказчиком и Проектировщиком.

Технология строительства бокового ствола

Г

Строительство бокового ствола начинается с подготовки рабочей

площадки для расстановки мобильной буровой установки (МБУ).

Размер

А

площадки зависит от комплекта бурового оборудования и колеблется в

пределах от 1500 до 2000 м2. Площадку подсыпают песком, выравнивают. Если

предстоят работы по бурению глубокого (более 2600 м) или горизонтального

бокового ствола, то площадку под подъемник желательно выложить бетонными

плитами или деревянными матами. Соседние скважины ост н вливаются и

накрываются специальными защитными экранами. Если р бот м

мешают

е

станки-качалки или кабельная эстакада, то их демонтируют.

После подготовки площадки производят монтаж МБУ. В комплект

оборудования входят: роторная площадка, приемный мостка, стеллажи для

хранения труб, насосная, блок очистки и блок хранения бурового раствора,

водокомпрессорный

блок,

емкость

долива,

комплект

противовыбросового

и

т распт

оборудования. Конкретная расстановка зависит

ложения на территории

кустовой

площадки

оборудования

по добыче

нефти,

ЛЭП

и

других

коммуникаций.

л

о

Основные

требования,

предъяв яемые

к

комплекту

бурового

б

оборудования: грузоподъемность подъемника не менее 100 т, высота мачты 34

м; насос производительностью не менее 18 л/с при давлении 10,0-12,0 МПа;

и

система очистки не менее 3-х ступеней, позволяющая удалять частицы

выбуренной породы диаметром до 20 мкм; блок хранения бурового раствора

емкостью не менее 40 м', дегазатор; комплект противовыбросового

оборудования, позволяющий герметизировать устье скважины как на любом из

элементов бурильной и обсадной колонн, так и при отсутствии в скважине этих

элементов.

ая

б

Силовой привод для подъемника и насосов может быть как электрический,

так и дизельный или смеш нный.

н

После расстановки и монтажа бурового оборудования приступают к

подготовительным работам на скважине.

Подготовитель ые работы включают в себя глушение скважины солевым

раствором необходимой плотности, подъем подземного оборудования,

установку

в

зо

е перфорации

ликвидационного

цементного моста. Далее

происходит

р

прессн

вка

эксплуатационной

колонны,

ее

скреперование и

шаблонировка с целью проверки прохождения вырезающих устройств и

компоновок дляо

бурения. В случае, если скважина негерметична или имеет

место

смя ие колонны,

лучшим вариантом

является

переход

на

другую

к

скважину. Если все вышеуказанные работы проведены успешно, необходимо

е

уточнитьт

пространственное

расположение

ствола

скважины

и

качество

ц м нтной крепи за эксплуатационной колонной. Для этого производят запись

гироскопического инклинометра и цементометрию.

Э

В связи с тем, что большинство боковых стволов строится на старых

нефтяных месторождениях из скважин, которые

отработали более

10 лет,

л

134

НИ

далеко не всегда бывает успешным проведение подготовительных работ. В

случае невозможности строительства бокового ствола придется демонтировать

и перевозить весь комплект бурового оборудования. Чтобы избежать этого,

Г

подготовительные работы лучше всего вести опережающими темпами

специальной бригадой с подъемника А-50 или другого аналогичного. В этом

А

случае переезд основной бригады делается наверняка по данным, полученным в

процессе подготовительных работ бригадой освоения

Следующим этапом работ по строительству бокового ствола является

вырезание «окна» в обсадной колонне либо удаление части колонны Вырезать

окно можно с помощью универсального вырезающего устройства или с

помощью специального клина «Уипсток».

е

В первом случае специальными резцами снимают целую се цию обсадной

колонны длиной от 6 до 12 метров, во втором случае вырезается сегмент

длиной 6-8 метров. Рассмотрим оба этих способа.

ка

Вырезание «окна» в обсадной колонне при помощи универсального

вырезающего устройства (УВУ).

и

Этот метод был опробован и широко применяетсят

при восстановлении

скважин в Западной Сибири. Устройство

УВУ представляет собой единую

л

от диаметра вырезаемой

цельную конструкцию, в которую, в зав с мостио

части обсадной колонны, вставляются сменные детали - резцы, ограничители и

направляющие.

б

После проведения подготовительных

работ приступают к

вырезанию

и

«окна» в следующей последовательности:

1. Установить взрыв пакер в районе муфты обсадной трубы на 30-40 м

ниже интервала вырезки.

2.

Провести ревизию на поверхности УВУ.

3. Спустить УВУ на бурильном инструменте с прочностью стали не ниже

ая

«К» до встречи со взрывпакером. Вестиб

точный замер длины.

4. Поднять УВУ на три трубы (по данным МЛМ) от взрыв пакера так,

чтобы начало вырезки приходилось на 5-10 см ниже муфты обсадной трубы.

н

5. Начать вращение инструмента со скоростью 60-80 оборотов в минуту.

л/с.

6. Включить буровой насос, постепенно увеличивая циркуляцию до 8-12

7.Прорезать кольцо в эксплуатационной колонне.

8. С нагрузкой 1-2 т вырезать 3-5 метров обсадной трубы.

р

9.

Выключитьн

циркуляцию,

произвести

контрольный

подъем

вырезающего устр йства.

10. На повео хности произвести осмотр и, при необходимости, ревизию

вырезающего устройства.

к

е

11. Спус ить УВУ в интервал вырезки, закончить работы.

12. Послет

подъема УВУ произвести контрольную запись МЛМ, с целью

подтв рждения интервала вырезки и длины «окна».

13.Установить технологический цементный мост в интервале взрывпакер -

Э

верхняя граница окна.

л

14. Оставить скважину на ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ).

135

15. Опрессовать скважину.

НИ

Вырезание «окна» в обсадной колонне при помощи клина-отклонителя

КОП-115С.

Г

Вырезка «окна» в колонне при помощи клина-отклонителя является более

простой и быстрой по сравнению с вырезающим устройством. Особенностью

конструкции

КОП-115

С является то, что при

А

установке на забой клин

«ломается», обеспечивая надежный поджим верхней и нижней частей желоба к

противоположным стенкам обсадной колонны.

Клин-отклонитель КОП-115 С состоит из двух частей: желоба длиной 2300

мм и расклинивающего узла длиной 1900 мм. Сборка этих ч стей производится

на буровой путем свинчивания и совмещения рисок с последующей обваркой

е

по окружности для придания необходимой жесткости. КОП-115 С имеет угол

наклона отклоняющей

плоскости 2°30'. К верхней части

лина крепится с

помощью болта стартовый фрез, который, в свою очкаредь, крепится к

бурильному инструменту с помощью резьбы 3-76.

После

проведения

подготовительных работ

прис упают к вырезанию

«окна» в следующей последовательности:

и

т

1.Установить взрывпакер в середине обсадной трубы.

л

2.Спустить клин вместе со стартовым фрезом доо взрывпакера.

3.При нагрузке инструмента 2-3 т срезать шпильки, удерживающие сухарь,

б

затем при дальнейшем движении клина вниз происходит выдвижение сухаря в

сторону и внедрение его в стенки о садной колонны для удержания клина-

отклонителя от проворота.

и

4.Разгрузив инструмент на 7-10 т (в зависимости применяемой шпильки),

отсоединить стартовый фрез от верхней части клина.

5.Вращением инструмента со скоростью 60-80 об/мин при осевой нагрузке

3-5 т и производительности насоса 10-12 л/с произвести прорезание колонны

стартовым фрезом.

ая

б

6.Поднять стартовый фрез на поверхность.

7.Спустить в скв жину торцовый фрез с конусным фрезрайбером.

н

8.При осевой нагрузке 5-6 т, подаче насоса 10-12 л/с и 60-80 об/мин ротора

вырезать «окно» в обсад ой колонне, углубившись на 3-5 м.

9.Поднять компо овку на поверхность.

10. Спустить в скважину металло-шла-моуловитель.

11.Обрат

ой промывкой с производительностью 12-15 л/с очистить забой

р

от металлических нстатков.

12. Перевести скважину на буровой раствор.

Бурение боковогоо

ствола

После

выхода из

«окна» эксплуатационной

колонны

на 25-30 метров

к

отклоняющую компоновку извлекают из скважины и производят очистку забоя

от

е

усочковт

металла

с

помощью металле-шламоуловителя или магнитного

фреза. Ствол скважины переводят с солевого раствора на буровой раствор

Э

н обходимых параметров.

л

136

НИ

Дальнейшее углубление скважины производят или отклоняющей, или

стабилизирующей компоновками, в зависимости от заданных параметров

траектории скважины.

Г

Для работ по бурению бокового ствола используют винтовые забойные

двигатели Д-105, ДГ-105, Д-106, Д-127 и их модификации, маслонаполненные

А

долота диаметром 124 мм - СЗЦАУ R-204; а также долота диаметром 144 мм -

СЗЦАУ R-203 или аналогичные импортного производства. Для контроля

параметров кривизны используют кабельную телесистему СТТ-108 или

аналогичную импортную.

Особенностью бурения бокового ствола является низк я (по сравнению с

обычным бурением) механическая скорость (2-5 м/ч) и небольшие проходки на

долото (50-80 м), поэтому средняя рейсовая скорость

е

олеблется от 15 до 25

м/сут, что необходимо помнить при составлении сметных расчетов и графиков

бурения. Однако даже при такой низкой рейсовой скоростика

строительство

бокового ствола идет быстро, так как его длина сос авляет обычно 200-800 м.

Типы буровых растворов применяются такие же, как и в обычном бурении:

и

полимер-глинистые, полимер-солевые, а для г риз нтальныхт

боковых стволов -

биополимерные.

л

спользоватьо

СБТ-89х8 марки

В качестве бурильного инструмента можно

«Е» для работ из эксплуатационных ко онн диаметром 168 мм и СБТ-89х8

б

марки «Е» с замком диаметром 105 мм д я работ из эксплуатационных колонн

диаметром 146мм.

и

После бурения до проектной глу ины производят геофизические работы с

целью определения точного местонахождения продуктивного пласта и

приступают к очередному этапу работ.

Крепление бокового ствола

Диаметр обсадных труб, используемых для спуска и цементирования

ая

бпервоначальной обсадной колонны. В случае,

хвостовика, зависит от диаметра

если это эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, то лучше всего спускать

114 мм хвостовик, если же это колонна диаметром 146 мм, то нужно спускать

н

хвостовик диаметром 102 мм с уменьшенной муфтой диаметром 110 мм.

Длина хвостовика зависит от длины бокового ствола, но есть правило: для

обеспечения

герметич ости

межколонного

пространства

необходимо

перекрывать хвостовиком эксплуатационную колонну не менее чем на 100 м.

Оснастка

хвостовика включает в

себя

башмак, обратный

клапан,

р

центрирующие ф нарин

и разъединяющий узел. Хвостовик может крепиться как

с опорой на заб й (в этом случае в качестве разъединителя можно использовать

обычный п авоо-левый переводник), так и с подвеской в эксплуатационной

колонне (в данном случае используют специальные клиновые комплекты).

к

и механизм

проведения

работ по

Принцип работы и оснастка хвостовика

е

креплениют

может быть различным.

После крепления бокового ствола, его опрессовки и геофизических работ

по определению качества крепи переходят к последнему этапу.

Э

л

Освоение бокового ствола

137

В целом освоение бокового ствола аналогично освоению обычной

скважины, но необходимо помнить несколько особенностей:

- во-первых, прочность цементного кольца за хвостовиком значительно

хуже из-за малой разницы диаметров бокового ствола и хвостовика. Поэтому

необходимо применять перфорационные заряды пониженной мощности;

НИ

- во-вторых, внутренний диаметр хвостовика, состоящего из труб

диаметром

102

мм,

равен 89 мм,

а

именно

столько

составляет

наружный

Г

диаметр муфты НКТ диаметром 73 мм, и в случае «полета» подвески,

состоящей

из этих

НКТ, может произойти

заклинка.

Поэтому необходимо

А

нижний конец подвески НКТ оборудовать предохранительным переводником с

наружным диаметром не менее 100 мм;

- в-третьих, для попадания НКТ внутрь хвостови а необходимо

использовать специальные грушевидные башмаки, облегчающие их

прохождение через разъединительный узел.

ка

На поздней стадии эксплуатации нефтяных мес орождений метод зарезки

е

боковых стволов является наиболее эффективным и час о единственным для

поддержания проектной добычи.

о

т

Тема 9. Ремонтные работы, связанные с воздействием на пласт

Практическое занятие №7 (2ч)

л

и

9.1.Класиификация ремонтных работ с воздействием на пласт

и

б

Воздействие на эксплуатируемые объекты осуществляется с целью

интенсификации

извлечения из них продукции и полноту выработки запасов.

б

Заключается в повышении эффективности естественных режимов работы

залежей нефти и газа искусственными методами, которые можно разделить на

три группы:

- поддержание пл стового давления нагнетанием воды или газа;

- повыше ие коэффициентовая

извлечения нефти и газа;

- повыше ие проницаемости приствольной зоны пласта.

н

Технологии повышения коэффициентов извлечения и проницаемости

основываются

на

использовании

различных химических,

тепловых,

н

биологических, механических и других процессов, осуществляемых через

нагнетательные и добывающие скважины.

о

Ме оды увеличения нефтеотдачи (МУН) – обозначают всю совокупность

технологий робъемного воздействия

на нефтяной пласт (обычно через

нагнетательные скважины) с целью длительного улучшения характеристики

т

охвата и вытеснения, предназначенных для увеличения извлекаемых запасов

н фтик(вытеснение растворителями, полимерами, углекислотой, нагнетание

е

Э

т плоносителей, внутрипластовое горение и пр.).

л

138

НИ

Методы повышения проницаемости – обработка призабойной зоны (ОПЗ)

– обозначают совокупность технологий локального воздействия на пласт в

непосредственной близи

от забоя (обычно через добывающие скважины) с

целью

обеспечения

заданных

или

восстановления

Г

утраченных

эксплуатационных

характеристик

скважины

без

связи

с

состоянием

извлекаемых запасов.

А

Призабойная зона скважин (ПЗС) – наиболее уязвимое место системы

пласт – скважина. Поэтому от ее проводимости в значительной мере зависит

дебит скважин. Эта зона подвергается интенсивному воздействию буровым и

цементным растворами, которые в ряде случаев зн чительно ухудшают

фильтрационные свойства пород. Дебиты скважин со временем могут падать в

е

связи с отложением в поровых каналах призабойной зоны парафина, смолистых

веществ и минеральных солей. В зависимости от причин низких

фильтрационных свойств пород этой зоны предлож ны каразличные методы

воздействия на них с целью повышения дебитов скважин.

Сущность большинства этих методов одинакова как для нефтяных, так и

и

газовых залежей. Различия могут быть лишь в нек ттрых деталях технологии

осуществления процессов воздействия, вытекающих из специфики строения и

л

оместорождений и различия

свойств пластов газовых и газоконденсатных

условий в скважинах нефтяных и газовых залежей.

В основе всех методов

воздействия

на

призабойную

зону

б

ежит принцип

искусственного

скважин

увеличения

проводимости

пород,

осуществляемый

химическими,

и

механическими или тепловыми средствами.

К химическим методам относятся различные виды кислотных обработок.

Механическое воздействие осуществляется для формирования в породах

трещин

и каналов высокой проницаемости путем гидравлического разрыва

ая

пластов и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов. Тепловые

обработки применяют для удаленияб

из поровых каналов отложений парафина и

смол

Технологии

воздействия на

пласты

с

целью восстановления

или

увеличения

н

скважин

реализуются

посредством

операций

продуктивности

подземного ремо та скважин (подготовка скважины и оборудования, доставка

в заданные интервалы

ствола рабочих агентов, создание расчетных параметров

и режимов воздействия, возобновление эксплуатации объекта воздействия).

Вид и рацио аль ые

технологии воздействия выбирают исходя из анализа

р

совокупности мн жестван

сведений о состоянии конкретного пласта, отдельного

участка, скважины. Используют различные методы анализа, в основе которых

заложены данныео

о свойствах коллектора и

пластовых жидкостях,

системах

отбора и ППД, изменении

состояния

объекта

во

времени,

выполненных

к

.д.

ремон ах и

е

Основныет