Файл: Реферат По дисциплине Реконструкция и восстановление скважин.docx
Добавлен: 04.12.2023
Просмотров: 51
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
М
инистерство науки и высшего образования Российской Федерации Министерство высшего и среднего специального образования Республики Узбекистан
Филиал федерального государственного автономного образовательного учреждения высшего образования
«Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени
И.М. Губкина» в г. Ташкенте
________________________________________________
Реферат
По дисциплине «Реконструкция и восстановление скважин»
Выполнил: Тохиров С.
Принял: Пулатов Б.Р.
г. Ташкент, 2023
1.Расчет профиля.
Для данной скважины применяем 1 тип профиля скважины, поскольку он рекомендуется в скважинах когда точка забуривания находится на относительно небольшом расстоянии от продуктивного пласта. В этом случае обеспечиваются минимальные затраты на бурение бокового ствола до точки вскрытия пласта.
Рисунок 2 - Схема 5 интервального профиля ствола скважины
Н - глубина дополнительного ствола скважины по вертикали от устья до точки К в продуктивном пласте, м;
Н1-глубина скважины по вертикали от устья до точки зарезки дополнительного ствола скважины, м;
α1- зенитный угол скважины в точке зарезки в плоскости дополнительного ствола, град;
α2 - зенитный угол скважины в точке К, град;
α3 – зенитный угол скважины в точке К
R2 - радиусы кривизны участка зарезки и уча
dт – диаметр турбобура.
γ – угол перекоса оси резьб переводника, 30;стка изменения зенитного
А - смещение дополнительного ствола скважины (горизонтальная проекция от точки зарезки до точки К), м;
Sn - участок ствола скважины в продуктивном пласте (интенсивность искривления I данного участка задается исходя из геологических условий залегания продуктивного пласта).
Н - Н1
– R2 (sin а2 -sin а1) – Lcos а2 = 0 (1)
A-R2 (cos а1- cos а2) – Lcos а2 = 0 (2)
Таблица 14 - Исходные данные и определяемые значения
| № типа профиля дополнительного ствола | Исходные данные | Определяемые параметры |
| 4 | Н, H1, А, α1, L | α 2, R2 |
Определение глубины и метода вырезания колонны для забуривания дополнительного ответвления или ствола – создание “щелевидного окна” или удаление участка обсадной колонны обуславливается следующим:
- скважина в интервале забуривания закреплена одной или несколькими
обсадными колоннами;
- наличие или отсутствие цементного кольца за обсадной колонной;
- необходимость и возможность затрубного цементирования;
- максимальный зенитный угол и интенсивность искривления оси
скважины в зоне выше интервала забуривания (для метода вырезания с
помощью УВУ- зенитный угол не должен превышать 45
50
);- возможность реализации проектного профиля восстанавливаемой
скважины;
- наименьшая вероятность выбросов нефти и газа при забуривании.
При зарезке вторых стволов из обсадной колонны, вырезание окна с клином чаще всего является более предпочтительным приемом, чем фрезерование секции обсадной колонны:
1) На участке вырезания окна высокое качество цементирования обсадной колонны не обязательно, в то время как при сплошном фрезеровании колонны при показаниях АКЦ менее 70 %, рекомендуется проводить дополнительное цементирование под давлением;
2) С точки зрения геологического разреза окно можно вырезать в любых породах, тогда как при фрезеровании желательно иметь в этом интервале песчаные породы;
3) При фрезеровании секции обсадной колонны для обеспечения выноса стружки к параметрам бурового раствора и режиму промывки предъявляются особые требования. При вырезании окна никаких специальных требований ни к параметрам бурового раствора, ни к режиму промывки нет;
4) При вырезании окна не возникает проблем, связанных с выносом металлической стружки, т.к. при вырезании окна образуется мелкая стружка, а объем фрезеруемого металла в 4-6 раз меньше, чем при фрезеровании секции колонны;
5) Зарезка второго ствола при использовании клина-отклонителя гарантированна на 100%, т.к. осуществляется одновременно с вырезом окна.
В случае фрезерования секции обсадной колонны ЗБС является отдельной операцией и ее успех не всегда гарантирован, т.к. зависит от целого ряда факторов:
-
длины фрезеруемой секции, -
качества установленного цементного моста, -
типа и крепости пород в интервале зарезки, -
типа КНБК, режима зарезки и т.д.;
6) Начало второго ствола, образованное желобообразным клином надежнее, чем образованное в цементном камне. Этот участок в дальнейшем будет подвергаться воздействию элементов КНБК, замков бурильных труб при СПО и вращением бурильной колонны, тем самым будет разрушаться цементный камень в интервале врезки;
7) В вертикальных скважинах благодаря применению гироскопического инклинометра, клин ориентируется, и новый ствол зарезается сразу в нужном направлении. В случае фрезерования секции, второй ствол чаще всего забуривается произвольно и только затем разворачивается в нужном направлении;
8) Операция по вырезанию окна, как правило, дешевле операции фрезерования секции обсадной колонны
Применяем вырезку окна с использованием клина-отклонителя.
3. Возможные неисправности при работе технических средств и способы их устранения
Таблица 23
| Наименование неисправности. Внешние проявления | Вероятная причина | Метод устранения |
| 1 | 2 | 3 |
| Посадки вырезающего устройства при спуске в скважину | Смятие колонны | Проработать колонну райбером и прошаблонировать |
| Полное или частичное отсутствие циркуляции бурового раствора | Негерметичность колонны. Поглощение раствора в интервале вырезания колонны | Ликвидировать негерметичность закачкой цементного раствора. Использовать буровой раствор с нужными параметрами |
| Повышение давления в нагнетательной линии в процессе вырезания | Забито отверстие насадки | Поднять вырезающее устройство, разобрать и прочистить отверстия |
| Понижение давления в нагнетательной линии в процессе вырезания обсадной колонны | Размыто отверстие насадки. Негерметичность бурильной колонны | Поднять вырезающее устройство и заменить насадку. Ликвидировать негерметичность заменой дефектных труб, замков и т.д. |
| Обсадная колонна не прорезается. Малое количество или отсутствие стружки металла в выносимом растворе | Не герметичность бурильной колонны. Неправильная сборка вырезающего устройства | Ликвидировать негерметичность. Проверить сборку вырезающего устройства |
| Инструмент «проваливается» | Резцы сработаны полностью, недостаточное количество прокачиваемой жидкости, размыто отверстие насадки | Поднять вырезающее устройство и заменить резцы |
| Резкое увеличение механической скорости без увеличения осевой нагрузки | Резцы устройства изношены по периферии и работают внутри колонны | Приподнять устройство, увеличить промывку и повторно резать тот же участок колонны. В случае неудачи поднять устройство, заменить резцы и повторно торцевать тот же участок |
| При выключении бурового насоса резцы устройства не утапливаются в пазы корпуса | Пружина не возвращает толкатель с поршнем в крайнее положение из-за за-диров, грязи и т.п. | Промыть и смазать цилиндр, поршень, толкатель. Проверить состояние пружины |
4.СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ И ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ СТВОЛА СКВАЖИНЫ И ПОЛОЖЕНИЯ ОТКЛОНЯЮЩИХ КНБК
Технические характеристики телеметрической системы ЗТС
Таблица 24
| Наименование параметра | Диапазон измерений | Погрешность |
| Зенитный угол | 0-130 | +0,1 |
| Азимут | 0-360 | ±1,0 |
| Отклонитель | 0-360 | ±1,0 |
| Возможность измерения угловых параметров в «статике» без циркуляции бурового раствора | ||
| Возможность измерения кажущегося сопротивления горных пород (КС) Ом/м 0–200,0 | ||
| Возможность измерения технологических параметров: | | |
| частота вращения забойного двигателя, об/мин | 0–500 | |
| частота вращения турбогенератора, об/мин | 0–3000 | |
| температура на забое, °С | 0–125 | |
| Максимальная рабочая температура, °С | 125 | |
| Максимальное гидростатическое давление, МПа | 50 | |
| Расход промывочной жидкости, л/с | 12-20 | |
| Максимальные растягивающие и сжимающие нагрузки, кН | 500 | |
| Максимальный вращающий момент, кН/м | 20 | |
| Минимальный радиус кривизны скважины, м | 50 | |
| Максимальная достигнутая глубина работы комплекса по вертикали, м | 3400 | |
| Содержание песка в растворе, % | <3 | |
| Наработка на отказ, не менее, ч | 100 | |
| Диаметр скважинной части телесистемы, мм | 108 | |
| Длина телесистемы в сборе без диамагнитного удлинителя, м | 3,0 | |
| Длина диамагнитного удлинителя, м | 2×2 | |
| Масса телесистемы в сборе без диамагнитного удлинителя, кг | 120 | |
| Присоединительные резьбы | Замковые | |
| Материал корпусных деталей телесистемы - немагнитная сталь | ||
5.Выбор рациональных схем компоновок нижней части бурильной колонны для бокового ствола скважины
Для бурения бокового ствола скважины используются два типа компоновок низа бурильной колонны:
- отклоняющая КНБК (отклонитель). Обеспечивает искривление
ствола скважины в проектном азимуте с заданной интенсивностью;
- неориентируемые КНБК для реализации прямолинейного участка
бокового ствола скважины.
Применяемые КНБК должны удовлетворять следующим требованиям:
- обладать жесткостными характеристиками обеспечивающими
стабильность показателей назначения и управляемость в порцессе работы
КНБК;
- создавать минимальные силы трения при спуско-подъемных операциях;
- позволять производить контроль параметорв ствола скважины и
геофизические исследования в процессе бурения на минимальном
расстоянии от забоя.
Для проводки искривленного участка бокового ствола скважины
применяют отклонители. Отклонитель состоит из двух секций, соединенных между собой искривленным переводником с углом перекоса, величина которого определяется из условий получения требуемой интенсивности искривления ствола скважины и свободного прохождения отклонителя в эксплуатационной колонне и в искривленном стволе скважины.
Выбор отклоняющей компоновки производится исходя из совокупности требований и возможностей бурения по принятому профилю бокового ствола.
Выбирается максимальная длина каждой секции отклонителя, которые определяются по формулам:
(24)
(25)где
=
, м. (26)Проверка вписываемости, без остаточных деформаций, каждой секции отклонителя в искривленном по радиусу R ствола скважины производится исходя из условий:
