Файл: Реферат По дисциплине Реконструкция и восстановление скважин.docx
Добавлен: 04.12.2023
Просмотров: 54
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Пакерующий элемент устанавливается в начале горизонтального участка, обеспечивая возможность крепления «хвостовика» и изоляции вышележащих проницаемых горизонтов, включая водогазоносные пласты, а также сохранность эксплуатационного объекта от воздействия цементного раствора.
Фильтровая часть «хвостовика» может быть представлена фильтрами типа ФГС или комплексом регулируемого разобщения пластов (многопакерной системы) и другими элементами управляемой конструкции эксплуатационного горизонтального забоя, разработанные ВНИИБТ.
Фильтр предназначен для предотвращения выноса на поверхность песка и других механических примесей при эксплуатации водозаборных и нефтяных скважин.
Фильтр скважинный предназначается для предотвращения разрушения призабойной зоны пласта и выноса песка или других твердых частиц на поверхность при эксплуатации скважин газовых и нефтяных месторождений, газовых хранилищ, водозаборных скважин.
При спуске обсадной колонны с фильтром в заданный интервал скважины в колонну спускают НКТ со специальным инструментом. При взаимодействии НКТ с упорными элементами происходит последовательный срез винта, перемещение втулки в кольцевой камере и открытие циркуляционных отверстий корпуса. При этом через щелевые циркуляционные отверстия происходит сообщение заколонного пространства с внутриколонным. Суммарная площадь щелевых циркуляционных
отверстий корпуса больше площади поперечного сечения обсадной колонны. В случае необходимости конструкцией фильтра предусмотрено его отключение (например, значительное обводнение продукции) путем возврата втулки в исходное положение специальным инструментом, спускаемым на НКТ.
Расстановка фильтров в горизонтальном участке рассчитывается исходя из коллекторских свойств эксплуатационного объекта и обеспечения необходимой пропускной способности гидродинамических каналов, в соответствии с потенциальной продуктивностью пласта.
Фильтрующие элементы «хвостовика» центрируются жесткими центраторами соответствующего размера. В интервале пакерующего элемента с целью обеспечения качества крепления колонны устанавливаются центраторы турбулизирующего типа. Фильтровая часть оборудуется специальными заглушками, обеспечивающими герметичность фильтровой части и возможность осуществления технологических промывок во время спуска «хвостовика».
В интервал продуктивного пласта помещаются специальные перфорационные среды, обеспечивающие предотвращение загрязнения эксплуатационного горизонтального забоя в процессе заканчивания скважин. Перфорационная среда заканчивается в интервале продуктивного пласта в процессе цементирования «хвостовика».
После спуска, подвески и крепления «хвостовика» производится разбуривание пробки муфты манжетного цементирования и сбитие заглушек с применением двигателей, установки«гибкая труба» или комбинированной компоновки бурильных труб.
Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважины с учетом кавернозности ствола должна быть не менее 15 мм.
10.ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН С БОКОВЫМИ СТВОЛАМИ
Под освоением понимают комплекс работ по вызову притока нефти или газа, продукции пласта, очистки приствольной зоны от загрязнения и обеспечения условий для получения возможного наибольшего дебита скважины. Все способы освоения скважин основаны на создании депрессии на пласт. Условие притока жидкости к забою скважины
.Существует шесть способов вызова притока из продуктивного пласта:
1. Снижение гидростатического давления за счет уменьшения плотности промывочной жидкости, путем перехода с более тяжелой промывочной жидкости на более меньшую плотность (глинистый раствор), замена на раствор с малым содержанием твердой фазы (полимер глинистого раствора),на полимер эмульсия первого рода масло в воде, этот способ применяется при высоких пластовых давлениях, когда скважину планируют эксплуатировать фонтанным способом.
2. Компрессорный способ, когда плотность промывочной жидкости уменьшается за счет ее аэрации воздухом, при этом спускаются НКТ и компрессор закачивает воздух или азот.
3. Способ снижения уровня жидкости в колонне путем ее откачки погружными центробежными насосами. В этом случае на колонне НКТ спускается погружной центробежный насос под расчетный уровень. Применяется при нормальных и низких пластовых давлениях.
4. Свабирование – снижение уровня жидкости в колонне за счет использования сваба, (поршень, клапан, полый шток). Испльзуется при низких пластовых давлениях.
5. Закачка аэрированной жидкости.
6. Закачка пенных систем.
После проведения работ по креплению бокового ствола и его вторичного вскрытия при необходимости перфорацией для вызова притока нефти или газа необходимо создать определенную депрессию на пласт путем:
- замены жидкости глушения на жидкость с меньшей плотностью;
- снижения уровня жидкости в эксплуатационной колонне поршневанием (свабированием);
- очистки призабойной зоны, вызова притока и исследования скважины с применением струйных насосов (установка УПОС-СА-1);
- замены жидкости глушения выше интервала перфорации на техническую воду, нефть с последующим вызовом притока азотной установкой ПАХК-9/160;
- замены жидкости глушения на техническую воду и вызова притока пенной системой с применением бустерной установки УНБ1-160х40БК или эжектора ЭЖГ-1 в сочетании с компрессорами СД 9/101 или ПКС 7/100 и цементировочным агрегатом 3ЦА-320М.
Выбор способа и параметров освоения скважин предопределяется в первую очередь условиями вскрытия пласта бурением, качеством и условиями цементирования, перфорации, технологическим режимом глушения скважины, гидродинамической характеристикой и условиями залегания продуктивного пласта, назначением скважины (добывающая или нагнетательная), способом и стадией разработки месторождения.
Рассматриваемую скважину осваиваем заменой скважинной жидкости на облегченную промывочную жидкость(глинистый раствор).
Колонну НКТ спускают почти до забоя, если продуктивный пласт сложен хорошо устойчивой породой, или примерно до верхних отверстий перфорации, если порода недостаточно устойчива. Замену жидкости обычно ведут способом обратной циркуляции: передвижным поршневым насосом в межтрубное пространство закачивают жидкость, плотность которой меньше плотности промывочной жидкости в эксплуатационной колонне. По мере того, как более легкая жидкость заполняет межтрубное пространство и вытесняет более тяжелую жидкость в НКТ, давление в насосе возрастает. Оно достигает максимума в тот момент, когда легкая жидкость подходит к башмаку НКТ (рис. 6).
, (63)где
и 
- плотности тяжелой и облегченной жидкостей, кг/м3; 
- глубина спуска колонны НКТ, м; 
и 
- гидравлические потери в колонне НКТ и в межтрубном пространстве, Па.Это давление не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны
. (64)Путем совместного решения уравнений (117) и (118) можно найти предельно допустимое снижение плотности жидкости в колонне (
) за один цикл циркуляции в случае, если продуктивный пласт сложен устойчивой породой. Если же порода слабоустойчива, величину снижения плотности за один цикл циркуляции уменьшают еще более, порою до
=150 - 200 кг/м3. При планировании работ по вызову притока следует учитывать это и заблаговременно готовить емкости с запасом жидкостей соответствующих плотностей, а также оборудование для регулирования плотности
Рис. 6 - Схема расчета наибольшего давления в межтрубном пространстве у устья при замене тяжелой жидкости на более легкую: 1 – закачиваемая облегченная жидкость; 2 – тяжелая промывочная жидкость; 3 – НКТ; 4 – эксплуатационная обсадная колонна
При закачивании более легкой жидкости следят за состоянием скважины по показаниям манометров и по соотношению расходов закачиваемой в межтрубное пространство и вытекающей из НКТ жидкостей. Если расход выходящей жидкости увеличивается, это признак начавшегося притока из пласта. В случае быстрого увеличения расхода на выходе из НКТ и падения давления в межтрубном пространстве выходящий поток направляют через линию со штуцером.
Если замены тяжелой промывочной жидкости на чистую воду или дегазированную нефть недостаточно для получения устойчивого притока из пласта, прибегают к другим способам увеличения депрессии или стимулирующего воздействия.
11.КЛАССИФИКАЦИЯ МНОГОЗАБОЙНЫХ СКВАЖИН И ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРОВОДКЕ СТВОЛОВ И ОТВЕТВЛЕНИЙ
Многозабойные скважины могут быть классифицированы по количеству стволов и ответвлений, которые они имеют. Существует несколько типов многозабойных скважин:
Прямоугольные скважины - это скважины, которые имеют несколько вертикальных стволов, расположенных на одном уровне. Эти стволы могут быть расположены в одной линии или в разных направлениях.
Радиальные скважины - это скважины, которые имеют один вертикальный ствол и несколько отводящих горизонтальных стволов, расположенных на разных уровнях. Отводящие стволы могут быть расположены в разных направлениях.
Звездчатые скважины - это скважины, которые имеют один вертикальный ствол и несколько отводящих горизонтальных стволов, расположенных на одном уровне, но в разных направлениях.
Кольцевые скважины - это скважины, которые имеют один вертикальный ствол и несколько отводящих горизонтальных стволов, расположенных на одном уровне вокруг вертикального ствола.
Технико-технологические мероприятия по проводке стволов и ответвлений в многозабойных скважинах включают:
Проектирование - определение оптимального расположения и направления стволов и отводящих стволов в многозабойной скважине.
Бурение - создание отверстий в горных породах для проведения стволов и отводящих стволов.
Обсадка - установка труб внутри скважины для предотвращения обрушения стенок скважины и обеспечения безопасности работы.
Комплектация - установка оборудования внутри скважины для контроля и управления процессами добычи нефти и газа.
Завершение - завершение работ по проведению стволов и отводящих стволов, установка защитных систем и герметизация скважины.
Техническое обслуживание и ремонт - регулярная проверка и обслуживание оборудования внутри скважины для обеспечения надежной и безопасной работы.
TAML (Technology Advancement for Multi-Laterals) - некоммерческая организация.
Начало этой организации было положено в марте 1997 г, когда был организован неформальный Международный форум для обмена опытом:
- бурения горизонтально-разветвленных скважин,
- унификации подходов,
- определения направления дальнейшего развития этой технологии.
Участники: BP, Norsk Hydro, Statoil, Esso UK, Exxon, Mobil, Phillips, Maersk, Texaco, Total, Chevron, Shell.
В 1998 г был сформирован a Joint Industry Project (JIP), результатом которого стала публикация международной классификации горизонтально-разветвленных скважин (The TAML Classification System).
В ноябре 2002 г на встрече членов TAML в канадском г Калгари были переопределены цели организации исходя из современного состояния и нужд нефтегаза.
В связи с этим TAML была преобразована в некоммерческую организацию на основе членства и стала открыта для вступления новых членов.
Миссия организации:
Содействовать эффективному развитию и использованию многоствольных технологий в международном нефтегазе путем образования, диалога и обмена информацией.
Термины и определения
Вся совокупность технологий бурения различных видов многоствольных (разветвленных) скважин в англоязычных публикациях описывается термином Multi-Lateral Technology.
Встречаются различные термины для описания этой технологии:
- Неориентированный боковой ствол - боковой ствол скважины, пробуренный в произвольном азимутальном направлении без контроля траектории с помощью телесистемы при бурении данного бокового ствола.