Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

За деньгиЗа деньги (3799 руб.)

Технология зарезки и бурения бокового ствола скважины. Зарезка «окна» в колонне с клина-отклонителя ОКЦ-216 и забуривание бокового ствола-Курсовая работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин

Дата закачки: 09 Августа 2016
Продавец: Nord777
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Работа Курсовая
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ИНиГ

Описание:
Технология зарезки и бурения бокового ствола скважины. Зарезка «окна» в колонне с клина-отклонителя ОКЦ-216 и забуривание бокового ствола-Курсовая работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин
1.5 Технология и техника для забуривания бокового ствола
1.5.1 Способ ориентированной сборки рабочих органов забойного двигателя и усовершенствованная конструкция шпинделя-отклонителя
Компоновка низа бурильной колонны при забуривании БС включает, как правило, долото, калибратор и винтовой забойный двигатель-отклонитель. В искривленных стволах мощность серийных винтовых двигателей часто оказывается недостаточной для бурения скважины, особенно при износе статора или ротора. В таких случаях для увеличения крутящего момента приходится последовательно сочленять две винтовые пары забойного двигателя.
Сочленение роторов, представляющих собой трехзаходные винты, необходимо производить таким образом, чтобы верхний из них являлся естественным продолжением нижнего без каких-либо смещений вокруг оси. Разработан способ ориентированной сборки рабочих органов винтовых забойных двигателей (патент РФ 2109122), который заключается в следующем (рис. 2.20).
1. Подгоняют конусные сопрягаемые поверхности роторов и жесткой связи так, чтобы прилегание сопрягаемых деталей было не менее 65 % по всей длине конуса.
2. Соединяемый конец ротора нагревают до температуры 600-700 °С и помещают на конус жесткой связи.
3. На остывший конец ротора крепят подвижную втулку с внутренним профилем, соответствующим наружному профилю соединяемых ротор
4. Нагревают соединяемый конец другого ротора, пропускают внутрь закрепленной втулки и размещают на втором конусном конце жесткой связи. При этом за счет соответствия наружного профиля ротора и внутреннего профиля подвижной втулки происходит ориентирование роторов относительно друг друга.
5. После охлаждения снимают подвижную втулку.
Размеры жесткой связи выбирают с учетом нормального вращения в соединительном переводнике секций двигателя.
Спаренный забойный двигатель на некоторых скважинах (319, 455, 121, 1029) позволил увеличить нагрузку на долото в процессе забуривания БС в среднем на 25 %.
Выпускаемые отечественной промышленностью отклонители для бурения горизонтальных и боковых стволов требуют существенных изменений конструкции ввиду необходимости высокого темпа набора кривизны. Как будет показано ниже, на параметры искривления оказывают влияние угол перекоса шпинделя-отклонителя и длина нижнего плеча. Эта проблема решена за счет максимального приближения радиальной опоры шпинделя к забою, монтажа ее в ниппельную часть и уменьшения ее длины, а также передачей осевых нагрузок упорными торцами кулачковых муфт. Это позволяет снизить удельное давление на осевую пяту.
Шпиндель-отклонитель (рис. 1.19) состоит из двух частей. Верхняя основная часть, где установлен полный комплект осевой и радиальных опор, воспринимает радиальные и осевые нагрузки. Вторая часть шпинделя представляет собой надставку с отдельным укороченным валом, общая длина которой в несколько раз меньше длины основного шпинделя и предназ¬начена для интенсивного набора зенитного угла (до 8° на 10 м) и интенсивного изменения азимута ствола скважины. В этой части установлены две радиальные опоры и три подпятника с осевым люфтом, который на 1-2 мм больше, чем на основной осевой опоре (пяте). Эти элементы исключают выпадение вала на забой и обеспечивают ему осевое перемещение на величину их люфта, а в процессе работы отклонителя включаются в работу с основной осевой опорой.
Для придания жесткости компоновке нижняя радиальная опора максимально приближена к забою за счет монтажа ее в ниппельной гайке. Надставка присоединяется к корпусу основной опоры посредством косого соединительного переводника с заданным углом кривизны. Их валы соединены с помощью шарнирно-кулачковой муфты, установленной в плоскости кривизны косого соединительного переводника. Крутящий момент и осевые нагрузки с верхнего основного вала на надставку передаются соответственно кулачками и упорными торцами кулачковых муфт.
Крутящий момент от ротора винтовой пары на вал шпинделя-отклонителя передается через гибкий вал (торсион) и конусно-шлицевую муфту, верхняя полумуфта которой соединена с гибким валом. Нижняя полумуфта (конус) навинчена на вал шпинделя.










2 Зарезка бокового ствола, как способ восстановления бездействующих скважин


2.1 Основные понятия


Бурение скважин и боковых стволов (будь то пологий, горизонтальный, либо безориентированный) имеют принципиально одинаковые подходы. Разница состоит только в необходимости фрезерования «старой» эксплуатационной колонны и выхода в породу. Работы в «старой» эксплуатационной колонне влекут за собой значительное уменьшение диаметра как оборудования для ведения работ, так и диаметра самого бокового ствола.
Забуривание второго ствола из обсадной колонны позволяет решать следующие задачи:
  • Вовлечь в разработку ранее не эксплуатируемые пласты;
• Вовлечь в разработку ранее не эксплуатируемые пласты;
• Выйти из конуса обводнения;
• Осуществить обход аварийного оборудования, оставленного в скважине;
• Оптимизировать сетку скважин, при этом, уменьшив объём бурения новых скважин и сократить капитальные вложения на разработку месторождений;
• Решать другие специальные задачи.
4.Оптимизировать сетку скважин;
Забуривание бокового ствола из обсадной колонны в настоящее время происходит по трем схемам:
1. С помощью стационарного клинового отклонителя через щелевидное окно в обсадной колонне;
2. С помощью стационарного или съемного клинового отклонителя в интервале вырезанного участка обсадной колонны;
3. С помощью турбинных отклонителей в интервале вырезанного участка обсадной колонны.
Забуривание бокового ствола по схеме № 1 происходит в следующей последовательности:
- устанавливают клиновой отклонитель;
- вырезают окно в обсадной колонне;
- фрезеруют вырез в колонне и забуривают дополнительный ствол.
Забуривание бокового ствола по схеме № 2 и № 3 происходит следующим образом:
- вырезание участка обсадной колонны фрезерованием по всему ее сечению, при помощи вырезающих устройств;
-  установка цементного моста;
- ориентирование турбинного отклонителя на искусственном забое, забуривание дополнительного ствола при помощи турбинного отклонителя.
Выбор схемы забуривание второго ствола определяется исходя из поставленной задачи, технического состояния скважины, наличия необходимых технических средств, конечного ожидаемого результата и для каждой скважины осуществляется индивидуально. В ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» применялись все способы, но наиболее успешной зарекомендовала себя схема № 1, которая более подробно будет изложена ниже.


2.2 Применяемая техника при бурении бокового ствола


Для проведения работ по бурению боковых стволов ООО «Мегион-Сервис» оснащено следующим спектром оборудования:

1. Подъемные агрегаты грузоподъемностью 100 тонн: К-210В марки «Кардвелл» и АРБ-100.
2. Блоки: ЦСГО, ПВО.
3. Буровые насосы «Денвер Гарднер».
4. Буровые долота как отечественных «Волгабурмаш», так и импортные фирм «Смит тул», «Секьюрити ДБС».
5. Винтовые забойные двигатели ДРУ 5-95РС, ДР-106, Д-85, Д-75.
6. Малоглинистые полимерные, биополимерные буровые растворы.
7. Устройства для спуска и крепления хвостовиков.
8. Клины-отклонители, вырезающий и фрезерующий инструмент.


2.3 Технология зарезки и бурения бокового ствола скважины


2.3.1 Подготовительные работы


По окончании срока ОЗЦ цементного моста в скважину спускается компоновка бурильного инструмента: долото диаметром 123,8 мм или 142,9 мм (в зависимости от диаметра хвостовика), ДРУ 5-95РС, стальные бурильные трубы диаметром 89 мм, проверенные шаблоном.
Скважина промывается в течение цикла и цементный мост подбуривается на водном растворе с учетом установки отклонителя по глубине зарезки бокового ствола, производится подъем бурильного инструмента.
Производится опрессовка обсадной колонны и цементного моста водой на давление опрессовки эксплуатационной колонны.
В настоящее время ООО «Мегион-Сервис» успешно используются импортные клины-отклонители «Паксток A-Z», которые спускаются в скважину закрепленные на стартовых фрезерах различных диаметров. После спуска в скважину компоновки на прошаблонированных стальных бурильных трубах диаметром 89 мм, силами геофизических партий производится ее ориентирование.
После завершения ориентирования клиновой компоновки, производится установка (фиксирование в эксплуатационной колонне) клина-отклонителя, в зависимости от его исполнения – посредством механического или гидравлического воздействия.
Натяжкой бурильной колонны производится срезка болта, крепящего стартовый фрезер с клином-отклонителем и, таким образом, освобождение стартового фрезера. В последующие 6 часов производится разметка будущего «окна» в эксплуатационной колонне посредством работы стартового фрезера, обычно на длину 0,5-0,6 м, после чего стартовый фрезер поднимается из скважины.


2.3.2. Зарезка «окна» в колонне с клина-отклонителя и забуривание бокового ствола


Производится сборка и спуск роторной компоновки низа бурильной колонны (КНБК).
Основная проектная компоновка:
Оконный фрезер диаметром 123,8 мм, райбер нижний (расточной) диаметром 123,8 мм, гибкая трубка диаметром 73 мм длиной 2 м, райбер верхний (расточной) диаметром 123,8 мм, гибкая трубка диаметром 73 мм длиной 2 м, утяжеленные бурильные трубы (УБТ) диаметром 102 мм длиной 10-25 м, остальное - стальные бурильные трубы БН 739,19 мм.
Зарезка «окна» в эксплуатационной колонне производится при режимах, определенных в техническом проекте.
Осевая нагрузка 1-2 т; число оборотов ротора 60-80 об/мин; расход бурового раствора 12-16 л/с.
Нагрузка на фрезер осуществляется плавно, начиная «с навеса». При этом строго контролируется плавность вращения инструмента ротором. Не допускается заклинивание КНБК и закручивание бурильной колонны, не более 2-3 оборотов свободного вращения ротора.
Зарезка «окна» в эксплуатационной колонне заканчивается при выходе фрезера в горную породу на 3 м ниже установки клина-отклонителя. Поднять инструмент до выхода из вырезанного «окна», прошаблонировать и проработать до получения свободного прохождения КНБК. Наиболее сложным моментом при вырезке является полный выход оконной фрезы из колонны, сопровождающийся сильным моментом вправо.
После окончания фрезерования производится опрессовка вырезанного
«окна». При наличии приемистости более 100 м3 в сутки необходимо произвести РИР под давлением, с целью исключения заколонных перетоков жидкости в интервале «окна», и разбуривание цементного стакана до выхода инструмента в породу.


2.3.3 Набор зенитного угла при углублении бокового ствола скважины


Набор зенитного угла необходимо производить с использованием компоновок бурильного инструмента, определенных в техническом проекте. Бурение осуществляется забойным двигателем с углом перекоса. Наружный диаметр двигателя - 106 мм, длина - 2,9 м. Расход промывочной жидкости - 12 л/с.
Основная проектная компоновка:
- долото диаметром 120,6 мм или 123,8 мм;
- забойный двигатель ДР-106;
- УБТ диаметром 102-108 мм - 12 м;
- телесистема;
- диамагнитные трубы диаметром 89 мм длиной 20 м;
- бурильные трубы БН диаметром 73х9,19 мм – до устья.
Бурение бокового ствола для последующего спуска «хвостовика» ведется 3-х шарошечными долотами.
Долото 123,8 СЗЦАУ имеет зубковое вооружение. Предназначено для бурения в мягких и средних породах.
Рекомендуемые: осевая нагрузка - 5 - 7 т;
скорость вращения - 80-160 об/мин.
Средняя ожидаемая проходка на долото - 100 м.

Контроль за траекторией ствола скважины производится с помощью малогабаритных телесистем фирмы «Sperry-Sun». Возможно использование отечественных систем контроля за траекторией.



2.3.4 Конструкции скважин с боковыми стволами и их влияние на процесс заканчивания


Вскрытие пластов и освоение скважины должны быть проведены качественно. Под качеством технологии вскрытия пласта и освоения скважин следует понимать степень изменения гидропроводности пласта (или пропластков) после выполнения соответствующей операции.
В практике строительства боковых стволов применяют следующие основные конструкции забоев при заканчивании скважин:

1. Спуск «хвостовика» с пакером на буровом инструменте, крепление, перфорация «хвостовика» (при наличии близкорасположенного водоносного горизонта).
2. Спуск хвостовика, крепление, перфорация (при отсутствии близкорасположенного водоносного горизонта).
3. Заканчивание бокового ствола с сохранением коллекторских свойств пласта, спуском «хвостовика» до кровли продуктивного горизонта, его креплением, и последующим вскрытием продуктивного горизонта разбуриванием малогабаритными буровыми долотами (участок с открытым стволом).
4. Спуск фильтра с манжетной муфтой типа ТГС-102-114 и манжетный цементаж верхней части хвостовика с пакером.
5. Заканчивание ствола с сохранением коллекторских свойств пласта без обсаживания бокового ствола «хвостовиком» (открытый ствол).

Перечисленные методы направлены на то, чтобы не допустить ухудшения естественных фильтрационных характеристик околоскважинной части пласта и создать благоприятные условия для движения флюидов из пласта в скважину.
Методы вскрытия пласта в зависимости от пластового давления, степени насыщенности пласта нефтью, степени дренирования и других факторов могут быть различными, но все они должны удовлетворять следующим основным требованиям:

1. При вскрытии пласта должна быть предотвращена возможность открытого фонтанирования скважины;
2. При вскрытии пласта должны быть сохранены природные фильтрационные свойства пород околоскважинной части пласта. Если проницаемость пород мала, должны быть приняты меры по улучшению фильтрационных свойств призабойной зоны скважины;
3. Должны быть обеспечены соответствующие интервалы вскрытия пласта, гарантирующие длительную, безводную эксплуатацию скважин и максимальное облегчение притока нефти к забою.

В нашем случае речь пойдет о вскрытии продуктивных пластов с низким пластовым давлением, при этом особенно тщательно следует выбирать буровой раствор, поскольку может происходить интенсивное поглощение раствора пластом, сопровождающееся оттеснением нефти от забоя скважины и значительным ухудшением фильтрационных свойств пород призабойной зоны.


2.3.5 Крепление «хвостовика»


Перед спуском хвостовика, вновь пробуренный ствол шаблонируется компоновкой, использовавшейся при последнем долблении и производится промывка в течение двух циклов. При этом параметры бурового раствора доводятся до проектных. Учитывая невозможность промывки через низ хвостовика, подготовке ствола должно быть уделено особое внимание.
Конкретный интервал и длина хвостовика указывается в проекте на восстановление скважины.
В интервале эксплуатационного объекта располагается фильтровая часть хвостовика, если скважина заканчивается без цементирования продуктивного интервала (к примеру, производится манжетное цементирование верхней части хвостовика, либо цементирование вообще не производится). Если хвостовик цементируется по всей длине, то необходима последующая перфорация.
Низ хвостовика оборудуется башмаком.
В муфтовое соединение верхней трубы фильтра устанавливается заглушка для предотвращения попадания цементного раствора в фильтровую часть.
Затем устанавливается пакер соответствующего типа.
В муфтовое соединение пакера устанавливается обратный клапан, а выше через трубу - второй такой же клапан.
На верхней трубе хвостовика устанавливается оставляемая в скважине часть разъединителя соответствующей конструкции в зависимости от диаметра хвостовика.
Хвостовик центрируется следующим образом. В фильтровой части в ниппельной и муфтовой части трубы устанавливаются жесткие фонари типа ЦЖ-114/136 и далее через 50 м устанавливаются центраторы типа ЦЦ-2, при этом обязательна установка центратора непосредственно под левым переводником разъединителя.
Спуск хвостовика осуществляется на бурильных трубах с использованием левого разъединителя типа ЛР-114.
Скорость спуска хвостовика в обсаженной части скважины - не более 0,5 м/с, в открытой части - не более 0,2 м/с.
Промежуточная промывка производится на глубинах 1000 м и зарезки “окна” в течение одного цикла. По окончании спуска хвостовика промывка производится в течение двух циклов с доведением параметров бурового раствора до проектных.
Для цементирования используется цемент ПЦТ-I-G, либо ПЦТ-I-100. Для стабилизации цементного раствора рекомендуется использовать КМЦ в количестве до 0,5 % от массы цемента. Одновременно КМЦ является замедлителем сроков схватывания и снижает вероятность поглощения тампонажного раствора.
По окончании продавки (продавочная жидкость - буровой раствор) открываются отверстия спецпереводника, либо производится рассоединение колонны БТ с хвостовиком и скважина промывается с целью удаления из кольцевого пространства излишек цементного раствора.
Колонна (комбинированная) испытывается на герметичность опрессовкой на воде, кроме того, часто проводят испытание на герметичность путем снижения уровня жидкости в скважине, на предмет притока жидкости в колонну, приближая к условиям близким к эксплуатационным.
При герметичности колонны цементный стакан и расположенные внутри хвостовика элементы оснастки разбуриваются, при этом инструмент доводится до башмака хвостовика.
За время работ по зарезке боковых стволов постепенно выработался определенный алгоритм, который позволял наиболее эффективно подойти к поставленной задаче и успешно решить её.


2.4 Особенности вскрытия низкопродуктивных горизонтов
 

 Эффективность строительства скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми залежами напрямую связана с их продуктивностью, а последняя – с сохранением максимально возможной проницаемости коллекторов и длительности высокопродуктивной работы скважин.
 Известно, что одной из причин появления малопродуктивных скважин является искусственное ухудшение проницаемости пород, в частности, в околоскважинной зоне при заканчивании скважин.
 Даже при однородных коллекторских свойствах пласта можно получить скважины с различной продуктивностью. Качество работ при заканчивании скважин, наряду с выбором оптимальной схемы разработки, является важнейшим фактором, определяющим эффективность эксплуатации месторождений.
 В настоящее время положение таково, что существующие технологии вскрытия продуктивных пластов в подавляющем большинстве случаев не обеспечивают сохранения естественной проницаемости пород в околоскважинной зоне. Так, достаточно известный факт, что в результате анализа КВД по месторождениям Западной Сибири определено снижение проницаемости призабойной зоны пласта в 5,7 -13,8 раза, что соответственно снижает продуктивность эксплуатационных скважин [1].
Хорошо известно, что при работе скважины продуктивный пласт может в значительной мере восстановить свою проницаемость за счет очистки околоскважинной зоны, но это касается высокопроницаемых коллекторов. При разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами такого явления не наблюдается. Дело в том, что при применении одной и той же технологии вскрытия коллекторов низкопроницаемым пластам наносится значительно больший ущерб, чем высокопроницаемым. Определяющим здесь является образование в пласте зон капиллярно-удерживаемой воды, разбухание пластовых глин и кольматация поровых каналов твердой фазой бурового раствора.
Не менее известен тот факт, что в работающей скважине основная часть энергии на продвижение жидкости к забою скважины тратится в непосредственной ее окрестности. В такой ситуации при разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами даже при высоком качестве заканчивания скважин нет оснований ожидать больших дебитов. Поэтому необходимо искать пути снижения потерь энергии пласта при движении пластового флюида в околоскважинной зоне.
Итак, проблема получения высокой продуктивности скважин с низкопроницаемыми пластами весьма актуальна и требует срочного решения. Оно осложняется, однако, тем, что процесс заканчивания скважины состоит из множества этапов, и некачественное выполнение любого из них может свести на нет все усилия. Поэтому для достижения максимальной продуктивности скважины необходимо качественное осуществление всех этапов работ. Только комплексное выполнение мероприятий по улучшению качества работ на всех этапах строительства обеспечит увеличение дебита скважин и нефтеотдачи пластов.
При разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами продуктивность скважин определяется следующими этапами работ:
- обеспечение высокого качества открытого ствола скважины перед вскрытием продуктивного пласта (если эксплуатационная колонна не спускается до кровли продуктивного пласта);
- качественное вскрытие продуктивного пласта бурением;
- спуск и цементирование эксплуатационной колонны с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта;
- вторичное вскрытие с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта;
- обеспечение проницаемости околоскважинной зоны выше естественной.
Известно, что для сохранения коллекторских свойств пород около скважинной зоны в продуктивном пласте необходимо поддерживать гидродинамическое давление на забое скважины на уровне пластового или несколько меньшим его. Это способствует уменьшению проникновения в продуктивный пласт фильтрата используемой жидкости и твердой фазы. При вскрытии продуктивного пласта наибольшая величина гидродинамического давления на забое скважины достигается при работе бурового долота. В этот момент давление на забой скважины складывается из давления столба бурового раствора, потерь давления в кольцевом пространстве за бурильной колонной и гидродинамического давления, вызываемого вибрацией колонны при работе долота.
Уменьшение давления столба бурового раствора достигается за счет снижения его плотности и реализации так называемого способа бурения "на равновесии". При решении вопроса о снижении репрессии на продуктивный пласт особое внимание следует обратить на уменьшение вибрации бурильной колонны при работе долота.
Однако, как бы ни были совершенны техника и технология минимизации репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, полностью исключить репрессию вряд ли возможно. Поэтому необходимо иметь буровой раствор, который предотвратил бы возможность глубокого проникновения его фильтрата в пласт в момент наличия репрессии. Кроме того, должны обеспечиваться высокая степень его очистки от выбуренной породы для поддержания минимальной плотности бурового раствора и отсутствие физико-химического взаимодействия с породами продуктивной зоны и пластовыми флюидами.
Из вышеописанного можно выделить 2 основные задачи, к которым необходимо стремиться:
1) снизить плотность раствора до минимально возможного;
2) минимизировать гидродинамическое воздействие при вскрытии продуктивного горизонта.


2.5 Воздействие промывочной жидкости на призабойную зону пласта


Выбор промывочной жидкости для первичного вскрытия продуктивного пласта базируется на следующих основных требованиях:

• промывочная жидкость для первичного вскрытия продуктивной залежи не должна содержать глины и кислотонерастворимых утяжеляющих материалов, которые могут мигрировать в коллекторе и закупоривать его поры;
• фильтрат промывочной жидкости должен предохранять глинистые частицы, находящиеся в продуктивном пласте, от набухания, миграции и закупорки коллектора;
• фильтрат промывочной жидкости должен быть совместим с пластовыми жидкостями таким образом, чтобы не образовывались твердые осадки;
• промывочная жидкость и ее фильтрат не должны изменять смачивающую характеристику породы коллектора в любую сторону;
• промывочная жидкость должна обеспечивать хорошую очистку ствола скважины, смазывающие свойства и ингибирование пород;
• она должна минимизировать кавернообразование и обеспечить стабильность ствола скважины.

Высокая проницаемость горных пород продуктивного горизонта способствует фильтрации промывочной жидкости в пласт с образованием рыхлой корки. Наличие такой корки на стенке скважины повышает вероятность при¬хвата бурильного инструмента и обсадной колонны. Промывочная жидкость, применяемая при бурении под эксплуатационную колонну, должна обладать свойствами, обеспечивающими пре¬дотвращение прихватов, сальникообразование, снижение гидратации глинистого шлама.
От качества заканчивания скважины зависит в итоге длительность ее высокопродуктивной эксплуатации. В общем случае комплекс технологий заканчивания скважины включает технологии первичного вскрытия, цементирования и вторичного вскрытия с последующим ее освоением. Очевидно, что итоговый результат при заканчивании скважины зависит от качества каждого этапа, степени его воздействия на продуктивный пласт и его влияния на последующие этапы.
Актуальность проблемы обеспечения высокого качества на каждом этапе заканчивания скважины значительно возросла в связи с вовлечением в разработку месторождений со сложнопостроенными залежами и низкопроницаемыми продуктивными пластами. Для количественной оценки качества принято использовать отношение фактической продуктивности скважины к ее потенциальной продуктивности (показатель ОП). На каждом этапе заканчивания скважины в результате воздействия на продуктивный пласт, как правило, показатель ОП уменьшается.
Результаты исследований, а также промысловый опыт показывают, что при традиционной технологии первичного вскрытия достигается лишь 50-70%, потенциальной продуктивности, а в низкопроницаемых пластах - только 25-45% [5].
Значение ОП можно повысить, изменяя поверхностно-активные и нефтесмачивающие свойства фильтрата, величину фильтрации и уровень ингибирования бурового раствора или применяя технологию, ограничивающую время контакта бурового раствора с пластом.
Опыт строительства боковых стволов в ОАО «Сургутнефтегаз» и «Удмуртнефть» показывает, что вопросу выбора оптимальной гидравлической программы промывки и свойств буровых растворов необходимо уделять первостепенное внимание. Технология промывки скважин в значительной мере определяет технико-экономические показатели и качество строительства скважин.
Отечественный опыт строительства боковых и горизонтальных стволов показал некоторое отставание теоретических разработок вопросов очистки ствола этих скважин. Следовательно, нельзя объективно оценить адекватность проводимых научными центрами нефтегазовых компаний экспериментов и понять природу таких явлений, как дюнообразование, движение шламовых дюн против направления потока бурового раствора, эффект Бойкотта (ускорение осаждения шлама в наклонных участках ствола) и др.
Наиболее трудно очищаемой зоной кольцевого пространства является участок ствола с зенитным углом α=35-55°. Прак¬тически все исследователи отмечают замедление потока бурового раствора на указанном участке. Для аналитического решения задачи транспортирования шлама на поверхность необходимо выявить гидродинамические критерии, определяющие несущую способность потока промывочной жидкости.
В наклонном и горизонтальном участках ствола скважины на его очистку от
шлама влияет несколько факторов. Некоторые из них можно учесть на стадии проектирования или регулировать в процессе бурения. К регулируемым факторам относятся расход промывочной жидкости, механиче¬ская скорость проходки, реологические свойства промывочной жидкости, зенитный угол и диаметр ствола скважины. Это наиболее существенные факторы, которые необходимо учитывать на стадии проектирования и при решении оптимизационных гидравлических задач в процессе бурения скважин.









3 Специальная часть


В качестве примера для решения поставленных геолого-технических задач, являющихся целью настоящего проекта, будет рассматриваться скважина 203 куст 3 Аригольского месторождения, где силами бригад КРС ООО «Мегион-Сервис» (дочерняя сервисная структура нефтяной компании ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз») были проведены работы, направленные на вывод ее из бездействия.
В августе 2004 г. на скважине 203 куст 3 Аригольского месторождения бригада освоения, после проведенного в июле 2004 г. ГРП, производила работы по нормализации забоя компоновкой Д-106 с конусным фрезом -124 мм, в процессе чего был получен прихват винтового забойного двигателя на глубине 2538 м. После многократных и безуспешных попыток ликвидации аварии, в скважине остался аварийный инструмент: Д-106 с конусным фрезом -124 мм, верх аварийного оборудования представлен резьбовой частью НКТ-73 мм (N-80) на глубине 2527 м.
Руководством ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» было принято решение о постановке на скважину бригады КРС ООО «Мегион-Сервис» для проведения аварийно-восстановительных работ по извлечению прихваченного инструмента.


Коментарии: 5 Обоснование модернизации


 Авторское свидетельство № 2361056 «Гидравлический отклонитель» является предпочтительным для модернизации, так как имеет ряд следующих преимуществ:
 Предлагаемый отклонитель имеет двойную запорную систему в узле опоры, т.е. усилена фиксация узла опоры на стенках обсадной колонны. Усилие фиксации осуществляется за счёт последовательного закрепляющего действия: вначале плашками устройство фиксируется на стенках скважины или обсадной колонне, а затем в процессе бурения запорный узел, находящийся в контакте с корпусом узла опоры и направляюще-распорным элементом, обеспечивает дополнительную фиксацию отклонителя в целом и узла опоры в частности, но только в момент незапланированного перемещения вверх направляюще-распорного элемента, т.е. перемещения, которое может привести к «откреплению» первичного фиксатора отклонителя – плашек, а затем узла опоры и аварии устройства (сброс в скважину открепленного отклонителя). Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет повысить работоспособность бурильной установки за счёт предотвращения незапланированного перемещения элементов узла опоры относительно друг друга. Точнее не перемещения даже, а «попытки к смещению», т.к. запорный узел функционирует как «узел быстрого реагирования» на нежелательные изменения условий бурения в процессе бурения (вибрация, перегрузки, например связанные с изменением состава породы, повышения сопротивления породы, оказываемое режущему инструменту и т.д.), предотвращая аварийную ситуацию. Наличие в устройстве двойной фиксации – для заданного и незапланированного режима бурения не усложняет способ извлечения отклонителя из скважины после окончания бурильных работ.
В данном дипломном проекте рассмотрена технология вскрытия боковых стволов, рассмотрены виды и конструкции отклонителей. Выбран клин-отклонитель, который используется в ряде органиций при бурении на нефть и газ, у которого цена меньше в 2 раза

Размер файла: 10 Мбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)

 Скачать Скачать

 Добавить в корзину Добавить в корзину

        Коментариев: 0


Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, предложений нет. Рекомендуем воспользваться поиском по базе.




Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Технология зарезки и бурения бокового ствола скважины. Зарезка «окна» в колонне с клина-отклонителя ОКЦ-216 и забуривание бокового ствола-Курсовая работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин

Вход в аккаунт:

Войти

Перейти в режим шифрования SSL

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт




Сайт помощи студентам, без посредников!