3782

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

ID: 171658
Дата закачки: 13 Июля 2016
Продавец: leha.nakonechnyy.92@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ИНиГ

Описание:
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.


3.1 Геолого-техническая характеристика скважины 203 куст 3 Аригольского месторождения


Категория скважины-3 (по НГП). Газовый фактор: 87м3/т. Способ эксплуатации: ЭЦН.
1. Кондуктор 245мм – 416м.  Нц- до устья.  
Расстояние муфта-ротор-7,2 м
2. Э/колонна 146мм – 2603м. Нц- 14 от устья.   Alt.-60.5м. 
3. МСЦ на глубине 2338м, разбурена и проработана долотом -124 мм.
4. Толщина стенок э/колонны: 7-7.7мм (0-2494-2603м).  Ропр. э/к=190 атм.- герметична.
5. Максимальный угол наклона: 3612 на глубине 1400м. 
6. Максимальная интенсивность набора кривизны: 136 в интервале 300 м.
7. Искусственный забой: 2577 м.    
8. Текущий забой: кровля аварийного подземного оборудования на глубине 2527 м.
1. Интервал перфорации: ЮВ11: 2547-2562 м. ПРК-42С по 20отв./1п.м. ПКО-89АТ по
20отв./1п.м.
10. Удлинение: ЮВ11 – 267 м. Абсолютная отметка – 2219,5 м.
11. Глубина залегания пласта по вертикали: ЮВ11 – 2280 м.
12. Давление пластовое: ЮВ11- 170 атм. от 05.01.2005 г. Без ограничений.
13. Запорная арматура: АУУМ 65х210  завод-изготовитель: Воронежский мех.завод.
14. Тип колонной головки: ОКО 245-146*210 завод-изготовитель: Екатеринбург мех.завод.
 15. Диаметр канавки под уплотнительное кольцо верхнего фланца крестовины
запорной арматуры: 211 мм.
 16. Подземное оборудование: Воронка на НКТ-73мм на глубине 500 м.
 17. Дата бурения: 09.03.01 г. - 23.03.01 г.  Дата ввода в эксплуатацию: 29.06.01 г.
 18. Проведенные ремонты КРС:
1) 09.01 г. – Перевод на механизированную добычу. Дострел.;
2) 06.04 г. - Проведение ГРП. Очистка забоя;
3) 07.04 г. – Проведение ГРП;
4) 10.04 г. – Очистка забоя. Ликвидация аварии с Д-106.
 19. Состояние скважины к началу ремонта: в бездействии.
 20. Показатели до остановки: Qж=43 м3/сут.; Qн=34 т/сут.; воды – 7 %.
 21. Цель и объем ремонта: Ликвидация аварии с подземным оборудованием.
Очистка забоя.
 22. Планируемые показатели работы после проведения ремонта: Qж=43 м3/сут.; Qн=34 т/сут.; воды – 7 %.


 3.2 Ход аварийно-восстановительных работ проведенных на скважине


16.01.05 г. бригада КРС № 8 ООО «Мегион-Сервис» приступила к ведению аварийно-восстановительных работ на скважине 203 куст 3 Аригольского месторождения.

Ход работ:
1. Подняли из скважины воронку на НКТ-73 мм с глубины 500 м;
 2.СПО омывочной компоновки -114 мм на НКТ-73 мм и промывка кровли аварийного оборудования в интервале 2523,71-2527,44 м до получения жесткой посадки.
3. СПО торцевой печати -118мм на НКТ-73 мм и посадка печати с промывкой на глубине 2527 м, отпечатался ниппель НКТ-73 мм.
 4. СПО омывочной компоновки -122мм на НКТ-73мм и промывка на глубине 2527 м – жесткая посадка.
 5. СПО компоновки овершот + гидравлический ЯСС на СБТ и проведение ловильных работ с промывкой на глубине 2528 м – из скважины подняли аварийный патрубок НКТ-73 мм L-1 м сверху представленный высаженным ниппелем (N80), низ патрубка представлен муфтой -89 мм (НКТ-73 мм гладкая). Аварийный патрубок оказался полностью забитым проппантом.
 6. СПО омывочной компоновки с фрезом -122х108 мм на СБТ, проведение прямой и обратной промывки в интервале 2528-2528,6 м (на выходе окалина, проппант) и фрезерование на глубине 2528,6 м.
 7.СПО спец. ловителя -114 мм в компоновке с КОС на НКТ-73 мм и работа компоновкой в интервале 2528,12-2528,60 м, - из скважины подняли 8 л проппанта, заход компоновки на кровлю аварийного оборудования составил - 0,6 м.
8. СПО компоновки овершот + гидравлический ЯСС на СБТ и проведение ловильных работ на глубине 2528,6 м (положительно), расхаживание компоновки при нагрузках 48-72 т (при собственном весе компоновки - 31 т) с одновременной работой ЯСС (510 ударов) – выход подвески составил 0,53 м. При нагрузке 43 т произвели искусственный отворот – получили сход подвески на собственный вес, из скважины подняли аварийный патрубок НКТ-73 мм L-0,65 м, сверху и снизу представленный ниппелем (забит проппантом).
СПО метчика-калибра + гидравлический ЯСС на СБТ до глубины 2522 м, промывка скважины в объеме V-35м3 инвертным раствором удельного веса - 0,85 г/см3 с установкой пачки ВУС и проведение ловильных работ на глубине 2528,6 м (отрицательно), - затяжки до 34 т с последующим срывом на собственный вес, - инструмент вышел пустой со следами работы по металлу.Ввиду значительной продолжительности капитального ремонта и технической невозможности дальнейшего проведения аварийно-восстановительных работ, что усугублялось жестким прихватом проппантной пробкой аварийного ВЗД и его значительным диаметром по отношению к внутреннему диаметру скважины, что исключало наиболее эффективный захват ловильным инструментом за его наружную часть корпуса, по согласованию с руководством ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» было принято решение - дальнейшее ведение работ на скважине прекратить. Проведенный комплекс работ закрыть объемом работ при КРС по протоколу. Суммарная производительная продолжительность проведенных на скважине работ составила - 359 часов.
 В скважину спустили воронку на НКТ-73 мм на глубину 502 м. Смонтировали запорную устьевую арматуру. Демонтировали подъемник и наземное оборудование КРС.
3.3 Краткие сведения о результатах бурения боковых стволов в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»


Задача по освоению технологии зарезки и бурения боковых стволов из существующего фонда ставилась перед УПНП и КРС (ООО «Мегион-Сервис») еще в 1996 году. За период с 1996 по 2001 г. силами бригад КРС с подъемных агрегатов грузоподъемностью 100 т было построено 56 боковых стволов по следующим программам:
1. Обход аварийного участка эксплуатационной колонны, восстановление аварийных скважин с целью сохранения сетки разработки, извлечение остаточных запасов нефти;
2. Бурение боковых стволов с целью оценки перспективности и текущей нефтенасыщенности.
3. Интенсификация добычи с обходом зоны кольматации, максимальным вскрытием продуктивного пласта и опробование технологии формирования горизонтального участка ствола скважины.
4. Углубление существующего ствола скважины с целью доразведки, оценки перспективности, нефтенасыщенности и коллекторских свойств пластов.

 На диаграмме 3.1. представлена динамика строительства боковых стволов по годам в ОАО «СН-МНГ», показывающая темпы развития работ в данной области.
3.4. Геолого-техническая задача № 1


 Произвести восстановление бездействующей нефтяной скважины № 203 куст № 3 Аригольского месторождения методом строительства дополнительного бокового ствола в обход аварийного участка.


При возобновлении работ по зарезке боковых стволов вопрос, выбора типа бурового раствора стал очень актуальным. Главным фактором, ограничивающим ранее используемые буровые растворы, являлось сохранение эксплуатационных параметров пласта, так как эффект от двух ранее проведенных на скважине операций по интенсификации притока посредством ГРП, мог полностью свестись на нет. Репрессии от гидростатических и гидродинамических воздействий столба бурового раствора могли значительно снизить продуктивность вскрываемого пласта, поэтому плотности используемых жидкостей необходимо было максимально минимизировать.


 3.5. Классификация и назначение жидкостей заканчивания


По своему назначению жидкости заканчивания скважин делятся на две группы: буровые растворы для первичного вскрытия продуктивных пластов и специальные флюиды, применяемые после окончания бурением скважины, например, для вторичного вскрытия горизонтов перфорацией, для глушения скважин на период между окончанием бурения и началом освоения. Ко второй группе также относятся жидкости, используемые для капитального ремонта скважин.
В отдельных случаях такое деление весьма условно, так как, например, в нашем случае, проведение операции по бурению второго ствола осуществляется в процессе капитального ремонта скважины. Однако, жидкости применяемые в этих операциях тем не менее будут подразделяться на жидкости, используемые в процессе бурения (механическое создание ствола скважины), и жидкости, используемые в последующих технологических операциях (перфорация, освоение скважины и др.). Таким образом, все эти жидкости можно отнести к жидкостям для капитального ремонта скважин.
Независимо от назначения жидкости заканчивания разделяются по своему составу на:

1. Пенные системы;

2. Жидкости на водной основе:
• «чистые жидкости» (без твердой фазы);
• содержащие твердую фазу;

3. Жидкости на стопроцентной углеводородной основе:
• «чистые жидкости» (без твердой фазы);
• содержащие твердую фазу;

4. Эмульсионные растворы:
• «чистые жидкости» (без твердой фазы);
• содержащие твердую фазу.

Деление жидкостей заканчивания на две группы обусловлено, прежде всего, спецификой требований, предъявляемых к технологическим жидкостям при проведении тех или иных операций в скважине.
На схеме 3.5.1 указаны области применения различных типов жидкостных и газожидкостных (пенных) систем, используемых при заканчивании скважин.


 3.6 Требования к составу и свойствам промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных пластов


Промывочные жидкости для вскрытия продуктивных пластов – это специально спроектированные, неповреждающие коллекторские свойства пластов буровые жидкости, предназначенные для использования в интервалах коллекторов. Такие жидкости призваны обеспечить максимальные технико-экономические показатели бурения и при этом обеспечить минимальное загрязнение продуктивного пласта, таким образом, сохраняя потенциальную продуктивность скважины. В общем случае, традиционные буровые растворы не могут быть превращены в жидкости для вскрытия продуктивных пластов.
Обычные буровые растворы могут быть причиной серьезного повреждения для коллектора. Воздействие традиционных промывочных жидкостей может быть несколько минимизировано путем уменьшения фильтрации и обеспечением соответствующих структурно-механических свойств жидкости. Такая практика позволяет уменьшить проникновение жидкости в пласт и помогает в обеспечении зональной изоляции, когда цементируется обсадная колонна.
Для вскрытия продуктивного пласта могут быть использованы как жидкости на водной основе, так и жидкости на нефтяной и синтетической основе. Большинство скважин, бурящихся с использованием жидкостей для вскрытия продуктивных пластов, заканчиваются без цементирования и перфорации обсадной колонны или хвостовиком в продуктивной зоне.
Рекомендуется следующий процесс выбора промывочной жидкости для вскрытия продуктивного пласта:
• Установление типа и проницаемости коллектора;
• Выбор способа заканчивания;
• Выбор промывочной жидкости для вскрытия продуктивного пласта;
• Выбор метода очистки ПЗП.
Таким образом, была рассчитана плотность бурового раствора, которая могла обеспечивать оптимальную гидростатическую репрессию на продуктивный горизонт в процессе его вскрытия. Немаловажным фактором, который необходимо было учитывать перед проведением восстановительных работ на скважине – 2 выполненных операции по ГРП, относящиеся к негативным факторам, значительно усиливающим вероятность возникновения осложнений в процессе проведения работ, одновременно эффект полученный от ГРП необходимо было сохранить максимально.
С учетом рассчитанной плотности жидкости заканчивания, гарантирующей наименьшие значения репрессий и эффективную безаварийную работу, наиболее подходящим решением являлось использование пенных систем. Однако применение пенных систем сопряжено со значительными трудностями поддержания необходимых физических параметров, необходимостью закупа/аренды специального оборудования, нестабильностью пен и недостаточного опыта применения пенных систем на месторождениях РФ.
Расчетная плотность оказалась гораздо меньше минимальных плотностей отечественных буровых растворов на углеводородной основе, широко использующихся при бурении скважин в настоящее время.
Учитывая геологическую характеристику разреза, который сложен породами васюганской, георгиевской и баженовской свит, достаточно устойчивых как к внешним (забойное давление), так и к внутренним (горное давление) факторам. Мощности надстилающих пород баженовской и георгиевской свит достаточно, чтобы провести работы по выходу из эксплуатационной колонны и проложить открытый боковой ствол без применения обсаживания.
При вскрытии продуктивного пласта с поровой проницаемостью основной стратегией в деле предотвращения засорения коллектора является предотвращение проникновения промывочной жидкости в поровое пространство коллектора. Однако в условиях низкого пластового давления и высокой гидропроводности пласта невозможно гарантировать предотвращения интенсивного поглощения жидкости заканчивания в процессе вскрытия продуктивного коллектора бурением, а если интенсивное поглощение бурового раствора предотвратить будет не возможно, тогда необходимо остановить свой выбор на инертной жидкости, а еще лучше родственной по отношению к нефтяному пласту. В случае интенсивных (катастрофических) поглощений – экономическая составляющая при выборе типа буровой жидкости имеет одно из ведущих значений, так как отсутствует возможность повторного ее применения.
Специалистами ООО «Мегион-Сервис» было принято решение приступить
к освоению проводки бокового ствола на загущенном нефтяном растворе без твердой фазы. Плотность раствора равнялась плотности дегазированной товарной нефти – 825 кг/м3, добываемой на Аригольском месторождении. Основным недостатком основы для бурового раствора являлась ее высокая, по отношению к расчетной (742 кг/м3), плотность, которая не гарантировала проведение буровых работ без поглощения жидкости. Главным же и решающим, в данных условиях, преимуществом нефти являлось то обстоятельство, что она являлась наиболее родственной жидкостью по отношению к нефтяному коллектору. По сравнению, к примеру, с дизельным топливом применение нефти гораздо дешевле и более пожаробезопасно. Температуру вспышки нефти в отличие от дизельного топлива можно значительно снизить, если перед использованием ее предварительно выветрить, чтобы удалить остатки растворенного газа и легкие нефтяные фракции. Данный раствор обладает низкими реологическими свойствами, что позволяет без значительных потерь давления создать турбулентный режим течения промывочной жидкости.
Исключением твердой фазы из бурового раствора решалась задача предотвращения кольматации пласта ЮВ1 и необходимости очистки ПЗП в процессе освоения отремонтированной скважины.
Наличие свободной воды в буровом растворе могло способствовать изменению смачиваемости поверхности пор коллектора, но так как эти жидкости являются несмешиваемыми – количество воды в буровом растворе можно легко регулировать системой очистки, кроме того, для уменьшения вредного воздействия воды на нефтяной пласт, было запланировано вводить в буровой раствор неионогенные ПАВ (гидрофобизаторы).
Процесс «чистого» вскрытия пласта (без кольматации) бурением может приблизить к природной производительности, но не улучшить её. После проведения ГРП призабойная зона пласта представляет собой систему трещин, и только попадание бокового ствола в основную трещину позволяет рассчитывать на дебиты, полученные при ГРП при том условии, что поглощенная жидкость будет нейтральна к пласту.
Единственное, чего нельзя допускать при выбранных схеме строительства бокового ствола и типе жидкости заканчивания – попадание выбуренной и разрушенной породы (шлама) в поровое пространство нефтяного коллектора, в процессе его первичного вскрытия. Однако, что касается использования подобных растворов для вскрытия продуктивных отложений, то здесь имеются
данные о том, что затруднителен вынос выбуренной породы на поверхность, что связано с низким статическим напряжением сдвига, а следовательно, низкой способностью удерживать частицы шлама во взвешенном состоянии. Но эта проблема легко решалась – при необходимости остановки циркуляции перед выключением насосов, необходимо без нагрузки на долото продолжить промывку скважины объемом жидкости равным двум объемам скважины, для полного выноса шлама.
07.04.05 г. бригада КРС № 10 ООО «Мегион-Сервис» приступила к проведению капитального ремонта скважины 203 куст 3 Аригольского месторождения, по выводу ее из бездействия методом бурения бокового ствола в обход аварийного участка.

Ход работ:
1. Перевели скважину на инвертный раствор удельного веса -0,825 г/см3;
2. Произвели подготовку ствола скважины к спуску клина –отклонителя;
3. Спустили компоновку клин-отклонитель «Паксток «А-Z» -104мм + стартовой фрезы -124 мм с системой ориентирования на БТ-73 мм. Произвели ориентирование (по ГИС: ГК,МЛМ) и установку клина-отклонителя в интервале глубин: 2521,6-2526,2 м;
4. Провели разметку «окна» стартовой фрезой в интервале 2521-2521,45 м, с привязкой по ГК, МЛМ и промывкой в объеме V-40 м3;
5. Произвели отбивку забоя по ГК, МЛМ – Нз-2523 м. Установили 2 желонки цементного раствора V-90 л в интервале 2515-2523 м;
6. СПО компоновки оконная фреза -124 мм + расточная фреза -124 мм на БТ-73 мм, произвели бурение в интервале 2516-2521 м и вырезку «окна» в интервале 2521-2523,3 м с выходом в породу до глубины 2524,3 м. Прокачкой инвертного раствора в объеме V-40 м3 произвели вымыв металлической стружки;
7. СПО компоновки оконная фреза -124мм + 2 расточных фрезы -124 мм на БТ-73 мм, произвели фрезерование с расширением и проработкой «окна», с выходом в породу в интервале 2521-2526,3 м;
8. Спустили Д-106 с долотом -120,6 мм на БТ-73 мм, приступили к бурению второго ствола с проработкой с глубины 2526,3 м.

Без осложнений был пробурен боковой ствол до кровли продуктивного пласта ЮВ11 в интервале 2526,3-2547 м (20,7 м):

- циркуляция и вынос шлама в процессе бурения были приемлемыми, на выходе отмечались аргиллиты буровато-черные и почти черные, с включениями алевролитового материала. Перед вскрытием кровли продуктивного интервала скорость проходки заметно уменьшилась, мощность экранирующей покрышки пласта ЮВ11, сложенная из прослоев глауконитовых отложений Георгиевской свиты, составила около 4 м.

Начиная с глубины 2547 м скорость проходки значительно улучшилась, в процессе бурения отмечалось незначительное поглощение бурового раствора, потери которого, в интервале бурения 2547-2555,0 м составили около 3 м3. На глубине 2555,0 м началось интенсивное поглощение бурового раствора, циркуляция промывочной жидкости значительно ухудшилась и стала очень слабой, рабочее давление было увеличено до 90 атм., бурение продолжено. При достижении глубины 2556,0 м, выход бурового раствора из затрубного пространства полностью прекратился, объем поглощенной жидкости в интервале бурения 2555,0-2556,0 м, - составил 16,0 м3, продолжительность вскрытия данного интервала (1,0 м) составила 15 минут. В экстренном порядке бурение было прекращено, бригада КРС приступила к оперативному демонтажу промывочного устьевого оборудования, в процессе чего отмечалось интенсивное втягивание воздуха в колонну буровых труб, что указывало на стремительное снижение статического уровня буровой жидкости в скважине. Бурильная компоновка была спешно поднята из бокового ствола в эксплуатационную колонну на безопасное расстояние.
Попытки восстановить циркуляцию промывочной жидкости закачкой 20 м3 инвертного раствора удельного веса 0,825 г/см3 положительного результата не принесли. Компоновка была поднята из скважины.
Таким образом, полученное при вскрытии продуктивного пласта ЮВ11, катастрофическое поглощение бурового раствора не позволило пробурить боковой ствол до проектной глубины. На данной стадии проведение капитального ремонта скважины было прекращено, длина бокового ствола составила – 32,7 метра.

По согласованию с руководством ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» было принято решение освоить скважину отработкой УЭЦН, с последующим вводом в эксплуатацию. В скважину был спущен ЭЦН 5-50-1950 на глубину 2300 м, после чего последовал ее вывод на режим (ВНР) (табл.3.9.):
После преждевременного отказа скважины руководством компании было принято решение произвести подземный ремонт скважины, с целью замены погружной насосной установки.
При ПРС был поднят отказавший ЭЦН 5-50-1950, насосные секции которого были заклинены из-за выноса мехпримесей, лабораторный анализ показал наличие глины в рабочих органах насоса. Из-за перегрева установки произошло оплавление термостойкого удлинителя кабельной линии и снижение сопротивления изоляции, вследствие чего последовал отказ насоса.
После завершения ПРС в скважину был повторно спущен ЭЦН 5-50-1950 на глубину 2250 м, однако при выводе скважины на режим она повторно отказала, по причине снижающегося дебита продукции.
Результат полученный со знаком « - » говорит о том, что в скважине происходил не приток пластового флюида, а закачка (поглощение) бурового раствора, но нас больше интересует абсолютное значение полученной величины.
Учитывая, что естественная проницаемость пород продуктивных пластов многих нефтяных и газовых месторождений России находится в диапазоне от 1 мДарси до 3 Дарси, то есть основания полагать, что полученная при расчетах величина проницаемости, составляющая примерно 6,0 Дарси, является очень высокой.
На основании столь высокой проницаемости зоны поглощения становится
очевидным, что она обусловлена попаданием бокового ствола при его бурении в мощную трещину или систему трещин, которые были образованы в процессе проведения ГРП.
Фактором, значительно сдерживающим дальнейшее проведение работ на скважине, являлась высокая гидропроводность продуктивного пласта, причем в данных условиях она не могла быть уменьшена применением общепринятых методов. К примеру, использование пластовых перекрывателей в продуктивном горизонте просто бессмысленно, равно как и закачка в пласт временно кольматирующих агентов, в условиях системы трещин от ГРП с огромной суммарной площадью их поверхностей и внутренним объемом.
На основании вышеизложенного становится очевидным, что для выполнения геолого-технической задачи № 2 необходимо применение принципиально новых методов вскрытия продуктивного пласта, гарантирующих безаварийное проведение работ.


 3.10 Разработка и практика использования ООО «Мегион-Сервис» инструмента, предназначенного для работы в скважинах с АНПД


В последние годы специалистами ООО «Мегион-сервис» все более активно велся поиск и разработка качественно новых технологических подходов в решении производственных задач, сопряженных с определенными трудностями, возникающими в процессе производства текущих, капитальных ремонтов и освоения скважин.
Наличие низких пластовых давлений, в совокупности с высокой гидропроводностью ПЗП большинства ремонтируемых скважин, значительно снижало эффективность применения существующих технологий. Наличие указанных негативных факторов не позволяло заполнить скважину жидкостью глушения до устья - для создания циркуляции, или долить – для эффективной работы гидровакуумных устройств (ГВУ). В свою очередь, промывка скважин исключалась практически полностью из-за наличия катастрофических поглощений, даже при использовании инертных жидкостей глушения с плотностью от 820 кг/м3, и очистка данных скважин была возможна только при помощи ГВУ. На определенном этапе работ, после внедрения ГВУ, временно была снята проблема очистки скважин, так как многократными спуско-подъемными операциями, имеющихся в распоряжении ООО «Мегион-Сервис» ГВУ (УОЗ, ГВЖ, ГСЖ и КОС) успех достигался. Однако эффективной работе гидровакуумного оборудования препятствовало наличие посторонних предметов на забое скважины, оказавшихся там в процессе эксплуатации скважин. В качестве таких предметов могли быть пояса (клямсы), которые при работе ГВУ заклинивали в клапанах, что в свою очередь приводило к высыпанию проппанта при подъеме инструмента из скважины. Это приводило к необходимости проведения повторных операций, что увеличивало продолжительность ремонта скважины.
Другой проблемой явилось то, что перед проведением ГРП, согласно требований исполнителя работ, зумпф скважины отсыпается проппантом для предотвращения повреждения эксплуатационной колонны избыточным давлением и изоляции от разрыва нижележащих горизонтов, не подлежащих ГРП. При проведении операции по гидроразрыву пласта отсыпанный проппант уплотняется (спрессовывается) и образует трудно разрушаемые корки, особенно это проявляется при получении высоких конечных давлений или «Стоп» в процессе ГРП. Данная корка препятствует эффективной очистке скважин при помощи гидровакуумных устройств и требует дополнительных операций, которые необходимо повторять до тех пор, пока данная корка не будет разрушена.
При эксплуатации скважин после ГРП в ПЗП происходит вынос
материала использующегося для разрыва (проппант, пропнета), которые постепенно накапливаясь на забое скважины, перекрывают интервал перфорации и одновременно «цементируются» между собой выносимыми частицами разрушения пласта, образуя пробки.
Вышеперечисленные факторы потребовали поиска более эффективного метода очистки скважин, который бы позволил свести к минимуму количество неэффективных операций.
Для решения обозначенных проблем, при отсутствии проходки ГВУ, стали применять для разрушения уплотненных слоев забойные двигатели, при этом производили СПО двигателя до текущего забоя скважины, запуск двигателя и взрыхление корки на длину ведущей трубы. Затем – подъем ЗД из скважины. При этом данная операция производилась без циркуляции (выхода жидкости на поверхность). В последствии при помощи ГВУ скважина очищалась без проблем, количество операций зависело только от ресурса желонки и длины интервала очистки.

Специалисты ООО «Мегион-Сервис» поставили перед собой задачу совмещения процессов разрушения забойным двигателем пробки и одновременной очистки скважины. Решение было найдено в разработке новой компоновки включающей в себя забойный двигатель и шламоуловители.
В конце 2003 года в условиях ПРЦЭО ООО «Мегион-Сервис» были изготовлены и опробованы в скважинных условиях шламоуловители в компоновке с винтовыми забойными двигателями (ВЗД). Длина одного шламоуловителя составила 4,0 м, наружний диаметр 114 мм, полезный объем 1 шламоуловителя - 14,8 литра. Выбор длины шламоуловителя был ограничен условиями перевозки (длиной кузова, грузоподъемностью крана-манипулятора) и очистки от мехпримесей на устье скважины.  Принципиальная схема конструкции шламоуловителя изображена на рисунке 3.2.
Испытание и наработку данной технологии начинали с включения в компоновку с забойным двигателем 6-8 штук шламоуловителей. Внедрение технологии происходило под контролем технологического отдела предприятия и с инженерным сопровождением каждой операции. При этом последовательно разрабатывались и внедрялись мероприятия по увеличению количества шламоуловителей в компоновке (см. таблицу 3.1.). По мере наработки опыта были разработаны «Технологический регламент по работе со шламоуловителями», «Технологическая инструкция по очистке шламоуловителей», а также множество различных технологических дополнений закрепленных приказами и распоряжениями.
Очистка скважин с применением компоновок забойных двигателей со шламоуловителями требует строгого соблюдения технологии проведения работ, так как процесс ликвидаций аварий с данным оборудованием – длительный и трудоемкий.
Схема работы забойного двигателя со шламоуловителями отображена на рисунке 3.3.
Данная технология, названная методом «местных циркуляций» зарекомендовала себя как наиболее технологичная и приемлемая в сложившихся условиях. В связи с этим специалистами ООО «Мегион-Сервис» было принято решение использовать данную технологию для выполнения геолого-технической задачи № 2.

В мае 2005 г. бригада КРС № 10 на скважине 203 куст 3 Аригольского месторождения, приступила к выполнению работ по очистке и нормализация забоя бокового ствола до проектной глубины.
Ход работ:
1. Заглушили скважину инвертным раствором удельного веса =0,85 г/см3 в объеме V-39 м3;
2. Подняли из скважины ЭЦН-5-50-1950 на НКТ-73+60 мм с глубины 2250 м;
3. Спустили в скважину Д-106 с долотом Ø-120,6 мм + репер + 15 шт. шламоуловителей на БТ-73 мм до глубины 2510 м;
4. Промыли Д-106 в объеме V-4 м3;
5. Провели привязку репера по ГК МЛМ;
6. Произвели проработку бокового ствола в интервале 2519-2556 м, без выхода бурового раствора на поверхность (на поглощение);
7. Произвели бурение бокового ствола в интервале 2556-2563,5 м без выхода бурового раствора на поверхность (на поглощение);
8. Подняли из скважины компоновку, произвели зачистку шламоуловителей;
9. Спустили Д-106 с долотом Ø-120,6 мм + репер + 15 шт. шламоуловителей на БТ-73 мм до глубины 2519 м;
10.  Произвели повторную проработку бокового ствола в интервале 2523-2563,5 м;
11.  Подняли из скважины компоновку, произвели зачистку шламоуловителей.

Всего за 2 рейса компоновки из скважины в шламоуловителях было поднято 170 л горной породы и проппанта. Схема обхода аварийного участка зарезкой бокового ствола с использованием забойного двигателя со шламоуловителями на скважине 203 куст 3 Аригольского месторождения изображена на рисунке 3.1.

12. Смонтировали и спустили ЭЦН 5-50-2100 на НКТ-73+60 мм на глубину 2257 м. Произвели подготовительные работы, запустили скважину и сдали заказчику.


После вывода скважины на режим, она была запущена в эксплуатацию по форме, со следующими показателями работы: Qж=52 м3/сут.; Qн=39 т/сут.

Таким образом, геолого-техническая задача № 2 была успешно решена специалистами ООО «Мегион-Сервис». Метод «местных циркуляций», ранее применявшийся только для капитального ремонта скважин завершенных строительством (эксплуатирующихся), нашел новое эффективное применение в основном процессе восстановления бездействующих скважин – строительстве дополнительного наклонно-направленного ствола.
3.11 Результаты опробования метода «местных циркуляций» для вскрытия продуктивного пласта на новой скважине
В июле 2005 г. метод «местных циркуляций» был снова успешно применен при вскрытии пласта ЮВ1, характеризующегося катастрофическим поглощением бурового раствора, в процессе восстановления, бурением бокового ствола, бездействующей нефтяной скважины 250 куст 1 Аригольского месторождения. В июне 2004 г. на указанной скважине был проведен большеобъемный ГРП (закачено 97 т проппанта), что существенно осложнило процесс бурения и вскрытия продуктивной части пласта – отсутствие циркуляции по причине катастрофического поглощения, что свидетельствовало о соединении бокового ствола с полученной при ГРП трещиной. Это, как и по скважине 203, подтверждается дебитами полученными после зарезки боковых стволов, которые соответствуют запускным параметрам работы скважин после ГРП.
Бурение бокового ствола на скважине 250 куст 1 Аригольского месторождения производилось в обход аварийного участка. Информация по характеристикам и показателям работы обеих скважин сведена в таблицы 3.13.1. и 3.13.2.
Схема обхода аварийного участка зарезкой бокового ствола с использованием забойного двигателя со шламоуловителями на скважине 250 куст 1 Аригольского месторождения изображена на рисунке 3.13.1.             
3.15 Причины отложений механических примесей в боковом стволе и поиск способов эффективной защиты от них


После последнего запуска скважины, следующий ее отказ произошел 17.12.05 г., таким образом, наработка УЭЦН, после установки в скважину «хвостовика», увеличилась до 84 суток.
При проведении очистки бокового ствола посадка компоновки была получена на глубине 2542 м, проработка производилась компоновкой с долотом РС-83 без наличия циркуляции до глубины 2563,5 м. Мех.примеси поднятые в шламоуловителях, на этот раз были представлены в основном породами нефтяного пласта – песком с незначительным количеством глины. Всего из бокового ствола было поднято 150 л отложений.
В скважину был спущен ЭЦН 5-60-2100 на глубину 2252 м. и она была запущена 24.12.05 г. со следующими показателями: Qж=62 м3/сут.; Qн=41 т/сут.; воды – 22 %, Ндин – 1760 м.
Следующий отказ УЭЦН по причине его заклинивания (засорение мех.примесями) произошел 12.02.06 г., наработка на отказ составила 51 сутки. Средняя наработка на отказ после спуска в скважину «хвостовика» увеличилась до 68 суток, но следует отметить, что и такая продолжительность наработки на отказ является довольно не высокой.
Очистка скважины была начата с глубины 2491 м, за 2 рейса компоновки из скважины было поднято 370 л проппанта с небольшим количеством пластовой глины.
Из этого можно сделать выводы о том, что после частичной обсадки бокового ствола «хвостовиком» исключились осыпи стенок из надстилающих продуктивный пласт горизонтов, но увеличился вынос из самого нефтяного пласта продуктов ГРП (проппанта) и частиц слагающей продуктивный пласт породы (песок, глина). Основополагающие факторы (причины) возникновения данных явлений следующие:

1. Плохое качество закрепления расклинивающего агента (проппанта) в процессе проведения ГРП;
2. Растрескивание слагающих продуктивный пласт пород в результате воздействий высоких давлений при ГРП;
3. Высокая депрессия на пласт, создаваемая в процессе работы погружных установок;
4. Аномально-низкое пластовое давление в нефтяном коллекторе по сравнению с первоначальным (гидростатическим) давлением;
5. Под действием совокупности факторов 3. и 4. возникает новый фактор – деструкция (разрушение), преимущественно в призабойной зоне пласта, скелета породы-коллектора и последующий вынос свободных частиц.
Следует сказать, что под действием указанных факторов вынос механических примесей, в подавляющем большинстве случаев, происходит на протяжении всего срока эксплуатации скважины.


 3.16 Основные направления по борьбе с выносом мех.примесей при эксплуатации скважин


К наиболее действенным направлениям борьбы с выносом механических примесей при эксплуатации скважин, можно отнести следующие:

1. Обеспечение выноса на поверхность основного объема мех.примесей, выносимых из пласта (регулирование дебита, специальное устьевое и наземное оборудование);

2. Предохранение от поступления мех.примесей в боковой ствол скважины (фильтры, гравийные набивки);

3. Установка специальных защитных приспособлений на приеме погружного насоса (ограничение дебита, гравийные набивки, внутрискважинные сепараторы).

Очевидно, что в условиях наличия системы трещин в продуктивном пласте, образованных при проведении ГРП, качественно эффективным способом защиты бокового ствола скважины от накопления в нем отложений является – оборудование бокового ствола фильтром. Кроме того, установка фильтра именно в скважинах с высокой гидропроводностью будет незначительно сказываться на изменении их продуктивности.


3.17 Скважинные фильтры для борьбы с выносом мех.примесей:

1. Проволочные скважинные фильтры являются наиболее известной конструкцией и, как правило, состоят из несущей трубы с просверленными отверстиями или прорезями и проволочных фильтров, расположенных так, чтобы удержать фракции определенных размеров;

2. Скважинные фильтры с предварительной набивкой изготавливают с высокопроницаемой набивкой из гравия, покрытого смолой, расположенного между двумя слоями навитого проволочного фильтра;

3. Сетчатые скважинные фильтры включают специальное проволочное тканное полотно, обернутое вокруг проволочного фильтра.
3.16 Целесообразность оснащения боковых стволов скважинным фильтром и способ очистки ПЗП


В рассматриваемых настоящим дипломным проектом условиях, самым эффективным способом защиты бокового ствола скважины от негативного влияния выносимых из него, в процессе эксплуатации скважины, механических примесей – является оснастка «хвостовика» скважинным фильтром.
Это доказывается опытом применения в ОАО «СН-МНГ» различных технических средств (фильтры Сафронова, ЖНШ, «Стронг», пакеры-отсекатели), предотвращающих преждевременный износ УЭЦН, эксплуатирующихся в скважинах, которые характеризуются интенсивным выносом механических примесей. В большинстве случаев, от применения указанных устройств достигается положительный эффект – преждевременного износа погружных установок, из-за абразивного действия посторонних твердых частиц пластового флюида, удается избежать. Однако при этом, увеличить межремонтный период скважины все равно не удается. Скважинные насосы, которые до оснащения фильтрами останавливались из-за срабатывания защиты от перегруза, что вызывалось накоплением в рабочих органах мех.примесей, продолжают останавливаться по причине срабатывания защиты от срыва подачи, что обусловлено снижением притока скважины из-за накопления отложений в призабойной зоне и потери гидродинамической связи с пластом. По этим причинам избежать частого проведения текущих и капитальных ремонтов скважин не удается.
В случае же предотвращения попадания в скважину посторонних примесей удастся избежать как преждевременных отказов УЭЦН, так и необходимости частого проведения ремонтов скважины.
Пропускную способность фильтрующих элементов и околоскважинной зоны продуктивного пласта при их засорении, экономически целесообразнее восстанавливать проведением бесподходных кислотных и глинокислотных обработок. Для чего скважину со снижающимся дебитом нужно остановить, произвести закачку кислотного состава в затрубное пространство и осуществить его продавку расчетным объемом инертной, по отношению к нефтяному коллектору, жидкости (дегазированная нефть, газовый конденсат). Продавку кислотного состава не обязательно производить до глубины вскрытого интервала, так как в условиях катастрофического поглощения и низкого статического уровня в скважине велика вероятность перепродавить кислотный состав. Эффективнее закачать меньший объем продавочной жидкости и выждать его осаждение в интервал установки фильтром, которое произойдет вследствие процесса естественного замещения разных по плотности жидкостей. По окончанию времени реагирования кислотного состава насос необходимо своевременно запустить в работу, во избежание выпадения продуктов реакции и кольматации ими призабойной зоны пласта. Для предотвращения коррозии подземного оборудования в кислотные составы необходимо добавлять ингибиторы коррозии.
Проведенный анализ эксплуатации скважины 203 куст 3 Аригольского месторождения показывает, что в случае оборудования «хвостовика» скважинным фильтром, удалось бы предотвратить вынос таких основных примесей как проппант и песок. Кроме того, здесь имеются дополнительные преимущества: при оборудовании «хвостовика» фильтром - снижается риск прихватов инструмента и геофизических приборов в процессе проведения
ремонта скважины, тогда как риск получения прихватов при работе в открытом стволе очень велик. При довольно невысокой стоимости данных технических средств, предприятию удалось бы сэкономить значительные денежные средства, которые были затрачены на проведение многочисленных текущих и капитальных ремонтов, средства затраченные на ремонт выведенных из строя погружных насосных установок, а так же средства упущенной выгоды, из-за потерь в добыче нефти в течение ремонтных периодов скважины.


   Составы для повышения эффективности ОПЗ


Для проведения кислотных обработок юрских пластов предлагается использование кислотных составов низких концентраций, эффективность применения которых доказано проводимыми ООО «КогалымНИПИнефть» опытами.
Статистическим анализом промысловых материалов, а также лабораторными фильтрационными исследованиями установлено, что стандартные технологии кислотных обработок с использованием соляной кислоты концентрации 12-14 % и, особенно, плавиковой кислоты концентрации 2,5-3,0 %, а также с последующей выдержкой скважины 4-8 и более часов, для температурных и геолого-литологических условий верхнеюрских пластов не приемлемы. В условиях высоких пластовых температур 87-105 0С и сильной глинизации юрских коллекторов, обуславливающей их низкую пористость 13-18 % и проницаемость 0,003-0,025 мкм2, высокие концентрации кислот приводят к очень интенсивному растворению горных пород и быстрому вторичному осадко- и гелеобразованию продуктов реакции. Причем объем вторичных осадков может кратно превышать объем растворенных пород. В связи с этим после кислотных обработок по стандартной технологии иногда наблюдается противоположный эффект – дебит скважины снижается.
Для повышения эффективности кислотных обработок было предложено использование кислотных композиций, содержащих пониженные концентрации минеральных кислот, органических кислот, а также взаимных растворителей (ВЗР). Последние представлены низшими спиртами – изопропиловым, н-бутиловым; жирными спиртами – гликолями; моноалкиловыми эфирами жирных спиртов – целозольвами, а также смесями указанных полярных растворителей. Снижение концентраций кислот замедляет реакцию и снижает интенсивность растворения породы. Введение в раствор органической кислоты поддерживает уровень рН среды и предупреждает вторичное осадкообразование при реакции. Взаимные растворители, способные неограниченно растворяться как в воде кислотного состава, так и в углеводородах нефти пласта, вносят комплекс положительных свойств: увеличивают проникающую способность кислотного состава за счет снижения поверхностного натяжения на границе с углеводородами и породой; удаляют водные барьеры и рыхлосвязанную воду; облегчают вынос продуктов реакции из пласта.
Фильтрационные испытания кислотных композиций были проведены на установке физического моделирования пластовых условий. Моделями пластов служили составные колонки естественных нефтенасыщенных с остаточной водонасыщенностью кернов пластов ЮВ1 Покамасовского и некоторых других месторождений. Через колонки с известными проницаемостями для нефти при пластовых температурах 90-95 0С и внутрипоровом давлении 15,0 МПа последовательно прокачивали буферные объемы ВЗР, кислотные составы, представляющие раствор минеральной кислоты во взаимном растворителе, вновь буферную жидкость. После этого, не выдерживая керны на реакцию, вытесняли закачанные реагенты нефтью и определяли по ней проницаемость после воздействия. Результаты эксперимента представлены в таблице 3.17.1.

Таблица 3.16.1 - Эффективность воздействия на породу пластов ЮВ1 кислотных составов с взаимным растворителем

№ опыта Месторождение Кислотный состав Проницаемость керна, мкм2 Отношение проницаемостей, К2/К1, раз
   К1 (до воздействия) К2 (после воздействия) 
1 Покамасовское HCl-7 %
HF-0,5 %
ВЗР-20 %
вода-остальное 0,038 0,068 1,8
2 Покамасовское HCl-12 %
HF-3 %
вода-остальное 0,0034 0,0024 0,7

Выводы:
1. Применяемые методы ОПЗ и интенсификации притока нефти из верхнеюрских пластов не отвечают современным технико-экономическим требованиям, требуют оптимизации с учетом геолого-физических условий скважин и литолого-петрофизических свойств коллекторов.
2. стандартные технологии СКО И ГКО с использованием высоких концентраций кислот и выдержкой скважин на реакции 4-8 и более часов не приемлемы для ОПЗ юрских пластов.
3. Гидрофобизация коллектора перед или в процессе кислотной обработки оказалась эффективной для юрских песчаников проницаемостью более 0,038 мкм2.



Комментарии:  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.


6 Технико-экономическое предложение


В качестве технико-экономического обоснования я предлагаю использовать отклонитель производства ООО «ИНКОС», который не уступает аналогу по и дешевле в два раза. Цена отклонителя ООО «ИНКОС» равна 400000 рублей.

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 и составляет 400000 т.р.



Размер файла: 14 Мбайт
Фаил: (.rar)

Скачать

Добавить в корзину

Занесено в корзину

    Скачано: 1         Коментариев: 0

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

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе.