Влияние строительства боковых стволов на степень выработки запасов нефти по пласту БС10 Западно-Сургутского месторождения

 

 

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

 

4.1 Конструкция скважин, оборудованных  боковыми стволми

 

 

Важнейшим этапом проектирования, обусловливающим качество строительства скважин, а также дальнейшую эффективную и длительную эксплуатацию является выбор рациональной конструкции скважины.

Конструкция должна быть экономичной и обеспечивать: эксплуатационную надежность скважины как технического сооружения; проектный уровень ее эксплуатации; оптимальный режим проводки ствола скважины на уровне современных техники и технологии; предупреждение осложнений и аварий, охрану недр в процессе бурения и в период эксплуатации; качественное разобщение продуктивных и проницаемых горизонтов.

Боковые стволы проектируются к бурению из скважин, обсаженных колоннами с диаметрами 139 мм, 146 мм и 168 мм Для них рекомендуются обсадные трубы потайных колонн («хвостовиков») диаметрами 88,9мм, 101,6 мм и 110 мм (114,3 мм), соответственно. Графическое изображение типовой скважины представлено на рисунке 4.1. Рекомендуемые размеры обсадных труб приведены в табл.4.1.

 

Таблица 4.1

Размеры обсадных труб

Диаметр трубы, мм		Диаметр муфты, мм		ГОСТ. ОСТ. ТУ
наружный	внутренний	наружный	внутренний
88.9	76.0	107.0	76.0	ГОСТ 633-80
101 6	88.6	110	90.0	ТУ 14-161-163-96
110.0	97.0	117	985	ТУ 14-161-163-96
114 3	99.6	127	101.1	ТУ 14-161-163-96

 

Рисунок 4.1 Схема конструкции типовой скважины

 

Боковой ствол может быть представлен четырьмя вариантами конструкции эксплуатационного забоя:

• открытого типа;
• открытого типа с частичным или полным перекрытием продуктивного горизонта щелевыми фильтрами;
• открытого типа со спуском щелевых фильтров и манжетным цементированием  БС;
• закрытого типа со сплошным цементированием «хвостовика», включая интервал горизонтального участка

Конструкция открытого типа предусматривает установку пакера или пакера-манжеты и манжетное цементирование.

При конструкции эксплуатационного забоя закрытого типа осуществляется сплошное цементирование «хвостовика» в одну ступень.

Заканчивание БС предусматривает обсаживание пробуренного ствола «хвостовиком» с подвеской его в эксплуатационной колонне основного ствола на специальном клиновом устройстве с пакером

Верх «хвостовика» должен находится в эксплуатационной колонне основного ствола выше зоны фрезерования (не менее 20м) Вариант схемы подвески «хвостовика» приведен на рисунке 4.2

Допускается применение импортного оборудования для оснастки «хвостовиков».

 

 

 

 

 

 

1 – бурильные трубы; 2 – адаптер (разъединитель); 3 – пакер; 4 – клиновая;    5 – подвеска; 6 – хвостовик; 7 – эксплуатационная колонна.

 

Рисунок 4.2   Схема подвески хвостовика

 

 

После проработки ствола скважины и сборки «хвостовика» вместе с посадочным устройством и разъединителем производится спуск колонны на бурильных трубах

При достижении башмаком «хвостовикам интервала забуривания осуществляется промежуточная промывка.

При достижении требуемой глубины (забоя) осуществляются подвеска и разгрузка «хвостовика» в эксплуатационной колонне с помощью клинового усгройства. Разгрузкой и натяжкой на вес «хвостовика» проверяется фиксация его клиновой подвеской.

Затем производится рассоединение бурильной колонны с «хвостовиком» путем ее вращения. Сальниковый узел установочного инструмента находится внутри воронки «хвостовика» до окончания процесса цементирования При необходимости эту операцию можно выполнять после окончания цементирования.

После отсоединения установочного инструмента от «хвостовика» осуществляются затворение и закачка расчетного количества цементного раствора

Перед тампонажным раствором закачивается буферная жидкость. В качестве буферной жидкости рекомендуется использовать техническую воду с добавкой 0 2% НТФ, а также ПАВ в количестве 0 6 %

 «Хвостовик» крепится раствором  на основе цемента отечественного  или импортного производства  с плотностью не менее 1800 кг/м3 . Тампонажный раствор рекомендуется обрабатывать реагентом Tylose Е-29651 из расчета 0.25-0.3% реагента от массы сухого цемента или другими понизителями водоотдачи. При приготовлении цементного раствора обязательно применять осреднительную емкость

Процесс цементирования осуществляется с использованием комплектов продавочных пробок, обеспечивающих качество и надежность технологического процесса крепления и раскрытие пакерующих элементов о случае эксплуатационного забоя БС открытого типа в соответствии с инструкциями применяемых технических средств и технологий

После окончания цементирования посадочный инструмет поднимается до выхода из сальникового узла и скважина промывается выше верха «хвостовика» обратной циркуляцией не менее двух циклов

После промывки скважины от цементного раствора приводится в действие пакерующий элемент подвески «хвостовика».

 

 

4.2 Профили проводки боковых стволов

 

 

Одним из условий эффективности разработки месторождения БС является качественное проектирование их траекторий.

Проектирование профиля заключается в формировании регламентирующих параметров, выборе типа профиля, определении комплекса параметров, необходимых для его расчета, построении оптимизационной процедуры расчета выходных параметров траектории БС.

При определении профиля (бокового горизонтального ствола) БГС следует руководствоваться:

- возможностью его выполнения, т.е. соответствием современному уровню техники и технологии;

- оптимальным сочетанием  входных и выходных параметров.

При проектировании БГС следует учитывать вероятность пересечения соседних стволов, определяемую с помощью автоматизированных расчетов.

Профили проектируются плоскостными или пространственными.

Если зенитный угол составляет 55-75 град., скважина считается пологой, если 75-97 град. - горизонтальной.

Профиль БГС состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей и горизонтального участка.

Под направляющей частью профиля понимается часть бокового ствола скважины от ее устья до точки, являющейся началом горизонтального участка. На стадии проектирования бурения началом горизонтального участка считается точка входа в заданный цилиндр допуска. Высота цилиндра - коридор проводки горизонтального участка, радиус окружности (круга допуска) - максимально допустимое отклонение фактического забоя от проектного. Эти параметры определяются с учетом технологических возможностей бурения, исходя из последствий в нарушении сетки разработки месторождения. При проектировании направляющей части БГС используются известные методики расчета профиля наклонно-направленной скважины, а проектирование профиля горизонтального участка осуществляется в соответствии с проектными документами на разработку месторождения с применением БГС.

Для БГС используется J - образный тип профиля с набором угла на сопряженном с горизонтальным участке. В зависимости от количества участков профиля с различной кривизной (интервалов: забуривания, начального искривления, стабилизации, увеличения зенитного угла до 90 градусов, горизонтального участка) тип профиля может быть двухинтервальным и выше (рисунок 4.3).

Требования к исходным данным, необходимым для проектирования БГС:

- достоверность пространственного положения эксплуатационной колонны;

- достоверность положения  эксплуатационного объекта;

- оценка погрешностей  расчета определяемых параметров  трассы БГС на основе технической  точности измерительных систем, статистических расчетов;

- достаточная степень свободы варьирования значений входных параметров для сходимости оптимизационной процедуры построения траектории БГС.

Параметры должны быть отражены в план-заказе для составления плана работ на зарезку БГС. Проектная траектория составляется на центр круга допуска, а по требованию Заказчика - дополнительно на его диаметрально противоположные точки. Участки азимутального искривления проектируются, исходя из условия стабильности работы компоновок и минимизации протяженности трассы БГС.

 

 

Расчет элементов профиля представляет собой оптимизационную процедуру, выполняемую в автоматизированном, а при несходимости процесса - в диалоговом режимах. Рекомендуется применение программ расчета профиля ствола скважины PLANIT, PLUTO.

Основными составляющими элементами профиля наклонно-направленных боковых стволов (ННБС) являются следующие участки: набор, стабилизация, уменьшение зенитного угла. Сочетание трех этих видов интервалов приводит к широкому разнообразию проектных профилей (от 2-х интервального и более). Возможен профиль, содержащий участок набора зенитного угла с помощью отклонителя, участок  набора зенитного угла с пониженной интенсивностью при помощи неориентируемых компоновок, участок стабилизации зенитного угла и участок регулируемого или естественного снижения зенитного угла.

При отклонениях от основного ствола до 300 м, в зависимости от глубины залегания продуктивного пласта, возможно проектирование бурения боковых стволов по трехинтервальному профилю, содержащему вертикальный участок (основной ствол), участок набора зенитного угла и участок естественного снижения угла (или стабилизации).

Все рассмотренные выше виды профиля проектируются в одной плоскости, т.е. являются плоскими. При проводке БС в сложных горногеологических условиях, когда геологические факторы оказывают значительное воздействие на траекторию БС, используются профили пространственного типа, предусматривающие участки с естественно изменяющимся зенитным углом и азимутом. Проектирование такого профиля предполагает расчет координат места зарезки БС относительно координат проектной точки забоя с использованием выявленных закономерностей зенитного и азимутального искривления скважины, либо забуривание участка начального искривления отклонителем в азимуте, учитывающем закономерности естественного искривления скважины при дальнейшем бурении.

 

 

 

 

 

 

4.3  Оборудование устья и забоя  скважины

 

 

Оборудование устья скважины обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу продукции и регулирование режима эксплуатации, и возможность проведения различных технологических операций.

Герметичность вывода кабеля и НКТ достигается с помощью разъемного конуса вставляемого в крестовину, резинового уплотнения и фланца. Для отвода затрубного газа в линию нефтесбора, монтируется обратный клапан.

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846 - 84) по восьми схемам для различных условий эксплуатации Фонтанная арматура включает трубную головку и фонтанную елку с  запорными и регулирующими устройствами. Трубная головка включает крестовину и переходную катушку и предназначена для подвески НКТ и герметизации пространств между ними и обсадной эксплутационной колонной. НКТ подвешиваются на резьбе переходной катушки. Применяется также и муфтовая подвеска НКТ, в основном у фонтанных арматур импортного производства.

Фонтанная елка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для регулирования и контроля работы скважины. Она может включать в себя один или два тройника (одно или двух ярусная тройниковая арматура), либо крестовину (крестовая арматура). Двухъярусная тройниковая и крестовая конструкции елки целесообразны в том случае, если не желательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое от ствола запорное устройство - запасным. Двухъярусную тройниковую арматуру рекомендуют для скважин, в продукции которых содержится механические примеси. Сверху елка заворачивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину глубинных приборов и устройств вместо буфера ставится лубрикатор. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и ствол елки, а также под карман для термометра.

В зависимости от условий эксплуатации арматуру изготавливают для не коррозионных сред, а также для холодной климатической зоны. На заводе изготовителе фонтанную арматуру подвергают пробному гидравлическому испытанию, при котором давление испытания для арматур, рассчитанных на рабочее давление до 70 МПа, а от 70 МПа и выше полуторакратному рабочему давлению.