Восстановление скважины путём забуривания бокового ствола

Министерство  науки и образования РФ

ГБОУ АО СПО «Астраханский государственный политехнический колледж» 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

КУРСОВАЯ  РАБОТА

по дисциплине:

«Оборудование и инструменты для подземного ремонта скважин»

на тему:

     «Восстановление скважины путём забуривания бокового ствола

КП 130503.52 – 16587 – ТПРС - 2012» 
 
 
 
 
 
 
 
 

                                                                                                  Выполнил:

                                                                            ст. гр. РЭМ – 542

                                                                                  Иголкин Борис

                                                                   Проверил:

                                                                       Гришанов Д.В. 
 

Введение 

    В настоящее время нефть, газ и  продукты их переработки по своему значению стоят в одном ряду с  другими важнейшими средствами производства.

    Современная экономическая стратегия развития предприятий предусматривает внедрение наиболее эффективных и технологий производства.

    Развитие  нефтяной промышленности характеризуется  тем, что месторождения находятся  на последней стадии разработки. Новые  вводимые объекты имеют невысокие  дебиты. Повышение эффективности  месторождений требует резкого  увеличения числа добывающих скважин. Развитие буровых работ продолжается при значительном усложнении условий  бурения. Прирост добычи будет обеспечиваться за счет увеличения нефтеотдачи, механизированного  способа добычи, дальнейшего совершенствования  систем разработки, в том числе  оптимизации сетки скважин, а  также максимального повышения  эффективности использования фонда  скважин, вовлечения в разработку малопродуктивных пластов.

    По  Припятскому прогибу имеется  более 700 глубоких скважин, ликвидированных по геологическим и техническим причинам. При современных технологиях, с помощью винтовых забойных двигателей (ВЗД), возможно восстановление и включение в дальнейшую эксплуатацию каждой третьей  ликвидированной скважины, путём бурения нового ствола используя значительную часть ствола ликвидированной скважины. Это позволяет увеличить нефтеотдачу пластов за счёт зон, не охваченных ранее выработкой, во многих случаях отказаться от бурения новых скважин, возложив их задачи на восстанавливаемые.

    Стоимость восстановленных скважин методом  бурения второго ствола составляет примерно 35-50% стоимости новой скважины. 
 
 
 
 
 
 
 
 

Содержание

Введение.                                                                                                              

     1 Обоснования выбора скважины для восстановления  методом

бурения второго  ствола.

    2 Основные проектные данные.

    3 Технология бурения нового ствола.

    4 Спуск обсадной колонны.

    5 Цементирование обсадной колонны.

    6 Заканчивание скважины.

     Заключение

     Список литературы 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.1 Обоснование выбора скважины для восстановления методом бурения второго ствола 

        При выборе скважины для бурения второго ствола учитывались следующие основные факторы:

    1. Необходимость более полной выработки  остаточных запасов нефти межсолевого  объекта разработки.

    2. Энергетика залежи.

    3. Экономия финансовых средств  при бурении второго ствола  по сравнению с бурением новой  скважины.

    4. Разница во времени затраченном  на бурение второго ствола  по отношению к времени бурения  новой скважины. 

    Конструкция скважины: 

    – направление 630 мм – 0 ─ 6 м ─ цемент до устья

    – кондуктор 426 мм – 0 ─ 200 м – цемент до устья 

    – первая техническая колона 324 мм ─  0 ─ 1450 м ─ цемент до устья

    – вторая техническая колонна 245 мм – 0 ─ 1979 м ─ цемент до устья 

    – эксплуатационная колонна 168 мм ─ 0─2010м  ─ цемент до устья 

1.1.1 характеристика работы скважины №60 золотухинского месторождения 

     Испытатель  пластов:

1. 1957–1984 м –  zd – при р=162 атм 1 м/с по КВД;

2. 2034 – 2104 м  – zd – при р=115 атм притока нет;

3. 2102 – 2214 м  –zd– при р=124 атм притока нет;

4. 3825 – 3909 –  vr –при р=123 атм 2 м/с фильтрата раствора по КВД;

5. 3852 – 3953 м  –vr – при р=142 атм приток смеси фильтрата раствора и пластовой воды;

6. 3909 – 3953 м  –sm – при р=126 атм 124 м/с воды 1,25;

7. 3950 – 4022 м  –sr – при р=160 атм притока нет. 

         В ноябре 1978 года ввод фонтаном  с дебитом 45 – 60 т/с без воды. По термометрии работал интервал 1985 –1988 м.

     В мае 1979 года  закачка 12 м пенокислоты  и 12 м HCl при 100– 80  атм на воде. Продолжена постоянная фонтанная эксплуатация с дебитом 50–65 т/с без воды.

     В июле 1982 года начало обводнения от 5 %. Темп роста обводнения в пределах, все  последующие годы обводнение в пределах 11 – 13 %, а с 1984 года вода из продукции  исчезла.

     Далее скважина эксплуатируется фонтаном постоянно с дебитом 10 т/с без  воды, а с 01.1991 года дебит составил 23 т/с без воды.

     В апреле 1994 года перевод на НГ – 57, при  постоянной эксплуатации дебит 7 – 10 т/с  без воды.

     В июне 1996 года перевод на фонтан. При  периодической эксплуатации дебит 4 – 5 т/с без воды со снижением  до 2,5 т/с воды к середине 1998 г.

     В июне 1998 года мгновенное обводнение до 98,8 %.

       В октябре 1998 года изоляционные  работы. Мост 1980 – 1983 м с наращиванием  до 1942 м и разбуриванием до 1970 м.СКВ 2 м 24% HCl но продавить кислоту не удалось при 110 – 120 атм. HCl порциями : 1 м 24% + 1 м 24% + 3 м 18% при 90 – 80 атм.

     На  НГ – 57 начальный дебит жидкости 5,6 т/с при 37% воды.

     В январе 1999 года вода из продукции исчезла, а с мая 1999 г вода – 98,6%, а в  конце 1999 года обводнение достигает 99,7 %.

     На 01.01.2001 года добыто 24109 т  нефти и 17167 т воды. 

1.2 технология  бурения второго ствола скважины №60 золотухинского нефтяного месторождения.

Обоснование месторасположения  забоя второго ствола скважины и  его профиля.

          Скважина заложена в неразработанную  часть петриковско–елецкой залежи  в юго–восточной части золотухинского  нефтяного месторождения.

      Величина смещения забоя нового  ствола 385 м по азимуту 55,72° от устья.

Профиль ствола скважины №60 s2 Золотухинского месторождения :

     Профиль ствола скважины рассчитывается с помощью  программного обеспечения фирмы  «Schlumberger». Согласно расчета профиль скважины выбирается плоскостной с двумя интервалами:

      – наклонно–криволинейный 1470–1853м  с набором зенитного угла от 6,30° до 55,45° и разворотом по азимуту в право с 346° до 56°;

      –наклонно–прямолинейный с сохранением  угловых параметров в интервале  1853–2200м.

1.2.1  Влияние параметров режима бурения на показатели работы долот

    Наилучшие результаты работы долот достигаются, когда выбуренная порода своевременно удаляется с забоя; в противном  случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту. Чистота забоя  скважины, а следовательно, и механическая скорость проходки зависит от качества промывочной жидкости. Очистка скважины от мелкого шлама лучше обеспечивается при глинистых растворах с  малой вязкостью и малой прочностью структуры. Крупные куски шлама  лучше удаляются при вязких растворах. Увеличение плотности, увеличивает  подъемную способность глинистых  растворов.

          Но из опыта бурения  следует, что с уменьшением плотности  раствора  механическая скорость проходки на долото увеличивается.

          С увеличением плотности  бурового раствора увеличивается давление на забой скважины, сопротивляемость пород разрушению увеличивается, следовательно  показатели бурения уменьшаются.

          При постоянной осевой нагрузке и скорости вращения с увеличением  количества промывочной жидкости, подаваемой на единицу площади забоя скважины, механическая скорость проходки увеличивается.

    Увеличение  количества жидкости, подаваемой на забой, независимо от природы и свойств  промывочного агента, свойств разбуриваемых  пород и модели долота, всегда ведет  к увеличению проходки на долото

          Скорость истечения  потока жидкости из отверстия долота и расположения этих отверстий по отношению к шарошкам и забою  скважины способствует увеличению скорости бурения.

          С увеличением скорости истечения промывочной жидкости из долотных насадок, улучшается очистка  забоя скважины, а следовательно, увеличивается механическая скорость бурения. При бурении шарошечными  долотами с увеличением скорости вращения, уменьшается глубина разрушения за один оборот.

          В тоже время увеличение скорости вращения ведет к увеличению числа поражений забоя зубцами  шарошек, скорости ударов зубцов о породу; эти и некоторые другие факторы увеличивают эффективность работы долота, но  резко сокращают его долговечность, износостойкость.

          При бурении в  хрупких и пластично–хрупких  горных породах с небольшим коэффициентом  пластичности теоретически возможный  максимум скорости бурения достигается  при очень высокой скорости вращения, а для пород высокопластичных и особенно для пород не дающих общего хрупкого разрушения, максимальная механическая скорость достигается  при небольших скоростях вращения.

      При поддержании на долоте  осевой нагрузки, соответствующей  скорости V=max, реализуются критерии  максимума механической скорости; при нагрузке, отвечающей проходке  на долото h=max, бурить будут с  максимальной проходкой на долото. Оптимальный режим с максимумом  рейсовой скорости, очевидно будет  достигнут при средней величине  осевой нагрузки между Рд, соответствующей  V=max, и Рд, соответствующей max.

    При турбинном бурении основным параметром режима бурения является количество прокачиваемой промывочной жидкости Q.

    Осевая  нагрузка на долото Pд находится  в зависимости от количества прокачиваемой  промывочной жидкости Q, т.е. Рд=¦ (Q).        [3, c 230]

    Число оборотов долота в турбинном бурении  переменно и зависит от количества прокачиваемой промывочной жидкости ( Q )  и осевой нагрузки   ( Рд ), т. е. n= ¦ (Q; Рд). 

1.2.2 разработка рациональных параметров режима бурения

 

    Для разработки рациональных параметров режима бурения необходимо:

• установить зоны возможных осложнений (нарушение целостности колонны, выбросы, поглощения промывочной жидкости, и др.), а также определить пластовые давления продуктивных горизонтов.
• изучить возможность самопроизвольного искривления ствола скважины и профилактические меры, ранее предусматривавшиеся против искривления, а также  эффективность этих мер.

          В соответствии с  геологическими условиями бурения  следует:

• выбрать промывочную жидкость, задаться ее параметрами для разбуривания отдельных горизонтов;
• произвести поинтервальный выбор способа бурения;
• выбрать типы долот для разбуривания отдельных горизонтов.