книги / Технология бурения наклонно направленных скважин с большим отклонением забоя от вертикали

этом -РрспрУрасч. изменялось от 4,0 МПа до 6,0 МПа с шагом 1,0 МПа;

^"„.изменялось от 3,68 МПа при РреП.= 6,0 МПа, до 1,68 МПа при

■Ррепр. = 4,0 МПа; S gua в момент возникновения гидравлического

«удара» принималось равным - 0,0088 — , 0,0047 м3/с что соответст-

с

вуют 1-й скорости работы ЗЦА - 400А при диаметре втулки -125 мм и 110 мм (максимальное давление развиваемое на соответственно -

Р™ = 30 МПа и 40 МПа) и производительности ЦА - 4АН-700 при

работе на 1-й скорости при диаметре втулок -100 мм; /ЦЦ3* = 70,0 МПа

[34].

Таблица 82

Расчет длины вертикального участка профиля наклонной скважины с учетом параметров режима цементирования эксплуатационной колонны

211

Таким образом при определении /$ р- Лмсц (сплошная колон-

на); при цементировании «хвостовика» I,QUа задается и имеет

наименьшее значение, соответствующее 2£}ца при гидравлическом ударе. При расчете Но/до„. = Нт/зар. Х^ца/закимеет наибольшее значение и определяется по формуле (8.38).

Анализ результатов расчета по определению Ац/Р, ймсц (/мсц); Лц/р*, (/») для принятых горно-геологических и технологических ус­

мм при Х£>ца. Так если при Xgua равной 0,0088 м3/с возможно только при условии, если величина допустимой репрессии на пласт превы­ шает РраспрУдоп ^ 6,0 МПа. При меньших значениях Ррепр/доп требуется переход на применение в качестве эксплуатационной колонны - «хвостовика».

Из данных табл. 8.2 видно, что при Е£?ца = 0,0047 м3/с допустимо цементирование сплошной колонны при меньших значениях /^„р. Одаако уменьшение 2<2ца к моменту окончания процесса цементи­ рования, а следовательно величины Е0ца в течение всего процесса подъема цементного раствора в кольцевом пространстве скважины, сопряжено с увеличением продолжительности процесса, весьма ог­ раниченного в глубоких скважинах, особенно в НСБО. Из табл. 8.2 видно, что применение эксплуатационной колонны 0 168 мм, вместо 177,8 мм практически решает указанные проблемы. Следует отметить, что применение «хвостовика» часто бывает обусловлено не только решением проблемы цементирования скважины, но также необхо­ димостью облегчения нагрузки на вышку, буровое оборудование, экономии металла и времени.

Анализ результатов расчета по определению доп = Ят/зар. пока­ зывает:

1. Для принятых условий цементирования эксплуатационных ко­ лонн 0 177,8 мм и 168,3 мм допустимая длина вертикального уча­ стка профиля наклонной скважины тем больше, чем больше значе­ ние Ррепр.

2.Суммарная подача ЦА на этапе закачки цементного раствора при использовании «хвостовика» в 1,5...2,0 раз больше, чем при це­ ментировании сплошной эксплуатационной колонны, для одного и того же значения Ррепр и прямых значениях 1^.

3.По полученным формулам (8.3), (8.32) представляется возмо­

212

жность определить значение # тэар. профиля, при котором обеспечи­ вается качественное цементирование эксплуатационной колонны.

Важным выводом является то, что при разработке проекта на строительство скважины следует сначала определить Ят/зар. из усло­ вия обеспечения расчетной величины репрессии на пласт в течение всего процесса цементирования, и только после этого выбирать тип

иостальные параметры профиля скважины.

Вданном примере, при Н0 = 250 м, рассчитанное по сущест­ вующему подходу к проектированию профиля наклонной скважины оказалось, что глубина точки зарезки выбрана правильно.

8.4.Выводы и рекомендации.

I.Концепция гидравлической программы цементирования экс­ плуатационной колонны основана на следующем принципе.

-Определяется глубина проникновения фильтрата цементного раствора /ф с известными значениями плотности, реологических па­ раметров, минерализации, в зависимости от величины репрессии на продуктивный пласт - Р^пр.

-Выбирается тип перфоратора, современной конструкции, обе­ спечивающего глубину проникновения заряда в пласт на максималь­ ную длину /пер.

-Определяется величина репрессии на пласт, при которой обе­ спечивается условие:

Акр. '> Аф.

Находится величина гидродинамической составляющей репрес-

сии

ния при движении жидкости в кольцевом пространстве скважины, которая остается постоянной в течении всего процесса цементиро­ вания обсадной колонны, определяется величина суммарной произ­ водительности цементировочных агрегатов £(?ца (режим цементиро­ вания). Величина регулируется путем изменения скорости ра­ боты цементировочных агрегатов.

2.При цементировании промежуточных (технических) обсадных

разрыва и поглощения жидкости в пласт, как разность между давле­

213

нием гидроразрыва с учетом коэффициента безопасности и гидро­ статическим давлением составного столба жидкости в кольцевом пространстве скважины.

3. При цементировании обсадных колонн необходимо соблюдать

личество) вытесняемой жидкости, под действием перепада давления в системе обсадная колонна - кольцевое пространство скважины к моменту окончания закачки всего объема тампонажного раствора внутрь колонны.

4. Цементирование эксплуатационных колонн, следует прово­ дить при автоматическом синхронном режиме изменения скорости работы ЦА в комплексе с компьютерной программой. В этом смыс­ ле применяемые на практике отечественные ЦА не удовлетворяют указанным требованиям.

4.1.В условиях использования современных ЦА необходимо так­ же применять головки цементировочные, в которых цементировоч­ ные пробки продавливались внутрь колонны автоматически, без ос­ тановки циркуляции жидкости, чтобы не допустить разрыва струи потока.

4.2.При необходимости остановки циркуляции жидкости для продавливания цементировочной пробки внутрь колонны следует закрыть задвижку на выкиде превентора, который в процессе цемен­ тирования находится в закрытом состоянии, и с открытым выкидом

вжелобную систему.

5.Анализ результатов исследования проблемы показывает, что

сцелью обеспечения условий минимизации репрессии на продук­ тивных пласт и повышения качества цементирования потайной ко­ лонны в НСБО следует отказаться от применения 178-мм потайной колонны в скважине диаметром 215,9-мм в пользу колонны меньше­ го диаметра - например диаметра 168,3 мм, учитывая при этом требо­ вания рациональной эксплуатации скважины и капитального ремонта.

214

ЛИТЕРАТУРА

1.Трутнев Ю.П. Не оскудеют российские кладовые // Специализированный жур­ нал // Бурение и нефть. - 2007. - № 12. - С. 3-8.

2.Трутнев Ю.П. Национальная стратегия разработки потенциала континенталь­ ного шельфа России // Специальный выпуск журнала «Нефть России». - 2007. - С. 4-6.

3.Макет рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ. РД 39-014052- 537-87. М., ВНИИБТ, 1987.

4.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03. - М., 2003.-С . 39,43,62,69,78.

5.Правила безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых место­ рождений на континентальном шельфе. ПБ 08-623-03. - М., 2003.

6.Опыт работы глубокой наклонной скважины с большим отклонением. Гумизаде М.П., Бабаев Н.Х., Абасов К.А., Шахбазбеков КБ., Оганов С.А. ИАзербайджан­ ское нефтяное хозяйство. -1967. -№ 2. - С. 5-9.

7.Проходка наклонной скважины с отклонением забоя от вертикали на 2040 м.

Гумизаде М.П., Бабаев НХ., Караш Э.Б., Оганов С.А. // Нефтяное хозяйство. - 1969. -

№ 9 .- с . 69-71.

8.Архипов И.Г. Бурение наклонно направленной скважины с отклонение 2453 м

//РНТС. Бурение. - 1972. - № 11.

9.Скважина 202 месторождения Одопту-море (Северный Купол) // Информаци­ онный отчет ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз». Ока-на Сахалине. -1998.

10.Зотов О.В. Опыт бурения горизонтальных скважин на Одоптинском нефгегазоконденсатном месторождении. Нефть и Капитал. - 2001-№ 11. - С. 68-69.

11.Валитов Р.А., Гриджук П.И. Технология крепления скважин со сверхдальними отклонениями забоев от вертикали (на примере скважины № 208 «Одопту-море». Бурение и нефть. - 2003. - С. 30-33.

12.SPE 26350. Pushing the limits for extended reach drilling new wored record from platform stat fjord C, weel C2. T.E. Alfsen, Steinnar Heggen, Harald Brikra, Helge Tjotta statoil A/S., 1995.

13.Рекорд фирмы BP на месторождении Уитч-Фарм. Нефтегазовые технологии. - 1996.-М 14. - С . 19.

14.Буровая бригада на месторождении Уитч-Фарм была собрана, чтобы справить­ ся с задачей бурения скважины длиной -1 0 км. Нефтегазовые технологии. -1999.

15.Roland Vighetto, Mattheiu Naegel, Emmanuel Pradie. Total drills extended reach re­ cord in Tierra del Fuego // Oil and Gas Journal. - 1999. - May. - C. 51-56.

16.Thewny Delahaye, Mattheiu Naegel, Emmanuel Pradie, Roland Vighetto. Extended reach wells drilled from land tap offsnore resorvoirs in Tierra del Fuego HRAO-99. IV International conference. Development of Russian Arctic outscore. - July 6-9. 1999. - St. Petersburg.

17.P. Fisher, V. Schmidt. Расширение возможностей бурения скважин увеличенной протяженности и границ их досягаемости // Нефтегазовые технологии № 10, ок­ тябрь 2007. - С. 22-27.

215

18.ОгоновА.С., Беляев В.М., Прохоренко В.В., ОгоновГ.С., Познышев С.В. Современ­ ное состояние и перспективы бурения наклонно направленных и горизонтальных сква­ жин с большими отклонениями ствола от вертикали. - Москва, ВНИИОЭНГ, 1999.

19.Раздел «Рекомендации по производству буровых работ и технологиям вскры­ тия пластов на площади Медынская-море в рамках работы «Подготовка геологиче­ ской основы и разработка технико-экономических и технологических предложений по освоению месторождений Медынское-море и других структур в Печорском мо­ ре. М.: ОАО НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ, ООО «НИПИморнефть», ЗАО «Арктикшельфнефтегаз», М. - 2004.

20.Никитин Б.А., Мнацаконов А.В., Огонов Г.С. Особенности проектирования на­ клонно-направленных скважин с большим отклонение от вертикали при разработке нефтяных и газовых месторождений // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М., ВНИИОЭНГ, № 7. - 1998. - С. 7-10.

21.Никитин Б.А., Огонов А.С., Гноевых А.Н. Состояние и перспективы горизон­ тального бурения в Российской Федерации / Вестник ассоциации буровых подряд­ чиков. - М. 2002. - № 4. - С. 9.

22.Огонов Г.С. К вопросу о выборе вида скважины и метода разбуривания нефте­ газового месторождения // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М. ОАО «ВНИИОЭНГ». - 1999. -№ 10. - С. 2-9.

23.Проектирование профиля и конструкции наклонно направленной пологой сква­ жины. Огонов С.А., Абдрахманов Г.С., ПеровА.В., Огонов Г.С. ИНТЖ. Строитель­

ство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М. ВНИИОЭНГ, 1998. -

№12.-С . 3-8.

24.Применение гидроразрыва и наклонных (горизонтальных) скважин при освое­ нии месторождений углеводородов. Экспресс-Информация, Москва, ВНИИОЭНГ, Зарубежный опыт, Вып. 6., 1990.

25.ЛищукВ.Ю. Состояние и пути совершенствования техники и технологии пер­ вичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов в ОАО «Ноябрьскнефте­ газ». // НТЖ. Нефтепромысловое дело. - М., ВНИИОЭНГ, 1999, № 6. - С. 23-25.

26.Применение горизонтальных скважин при разработке месторождений АО «Тат­ нефть». Муслимое PJC., Сулейманов Э.И., ВолковЮ.А., Карпова Л.Г., Фазлыев Р. Т, Тюрин В.В. // Нефтяное хозяйство № 12.-1996. - С. 31-36.

27.Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. - Т. 2. - М.: Недра. -1985. - С. 37,72,78, 105-110.

28.СоловьевЕ.М. Заканчиваю» скважин. - М.: Недра. -1979. - С. 93-102.

29.ВяхиревР.И.. НикитинБ.А., МирзоевДА. Обустройство и освоение морских неф­ тегазовых месторождений. - М. - Издательство Академии горных наук. - 1999. -

С.82.

30.Абасов К.А., Огонов С.А., Манвелян А.П. Бурение глубоких скважин с плавучей буровой установки «Хазар». М. - ВНИИОЭНГ, 1975. - С. 81 (Тематический науч­ но-технический обзор).

31.Энциклопедический справочник по бурению на нефть и газ. Под редакцией ВадецкогоЮ.В., ОгановаА.С. - М., ВНИИОЭНГ. - 2006. - С. 76.

32.Мовсумов И.А. Предупреждение и борьба с осложнениями при бурении сква­ жин с плавучих буровых установок на нефтегазовых месторождениях шельфа Кас­ пийского моря. Автореферат. 1990.

216

33.Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. - М ,- 1997. -С . 31-36.

34.Иогансен К.В. Спутник буровика. - М. Недра. - 1990. - С. 6,8,14,150-151.

35.Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. - М .-Недра, 1982.-С . 27, 78.

36.Ганджумян Р.А. Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. - М., Недра. - 2000. - С. 358.

37.Тимошенко С.П. Сопротивление материалов. - Т. 2. Москва, 1946, Ленинград. - С. 60-61.

38.Проектирование параметров профиля горизонтальной скважины в пределах продуктивного пласта // Оганов С.А., Перов А.В., Пронин Н.Ф. Прохоренко В.В, Оганов Г.С. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1999. - № 11-12.

39.Проектирование профиля наклонной скважины с горизонтальным стволом в продуктивном пласте. Оганов С.А., Перов А.В., Меденцев В.М., Оганов Г.С. // сбор­

ник НТИ. - М„ ВНИИОЭНГ. - № 4, 1992.

40.Оганов С.А.. Оганов Г.С. Проектирование профиля наклонно направленной сква­ жины с большим отклонением ствола от вертикали // НТЖ. Строительство неф­ тяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ВНИИОЭНГ. - 2003. - № 2. - С. 7-14.

41.Инструкция по бурению наклонно направленных скважин. РД 39^2-810-83. - М ,- 1983.- С . 35,63-66.

42.Бурение наклонных и горизонтальных скважин. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М.. Султанов Б.З. ИСправочник. М., Недра, 1997. - С. 146, 212, 473-476,

359.

43.Аветов Р.В. Влияние репрессий на возникновение неустойчивого равновесия в системе скважина-пласт при бурении в интервалах АВПД // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2004, № 11. - С. 2-7.

44.Справочник инженера по бурению. Т. II. под редакцией В.И. Мищевича и Н.А. Си­ дорова. Издательство «Недра». - М., 1973. - С. 43.

45.Янышев Л. Перспективные системы буровых растворов для вскрытия продук­ тивных пластов. Бурение и нефть. - 2005. - С. 28-30.

46.Морские и нефтегазовые проекты (группа компаний). ОАО НПО «Буровая тех­ ника» - ВНИИБТ. - М. 1004. - Буровые растворы. - С. 39.

47.Ибатуллин Р.Р., Фазлыев Р.Т., Тюрин В.В. Развитие технологии горизонтально­ го бурения на месторождениях Татарстана // Строительство горизонтальных сква­ жин. Сборник докладов VII Международной Конференции по горизонтальному бурению (г. Ижевск, 23-24 октября 2002 г.), Москва, 2003. - С. 73-75.

48.Иносаридзе Е. Развитие техники и технологии строительства скважин в Сур­ гутском УБР-1 ОАО «Сургутнефтегаз». Бурение и нефть. Октябрь 2005. - С. 6-10.

49.Инструкция по составлению гидравлической программы бурения скважин (оп­ тимизированный вариант). РД 39-0147019-516-86.

50.Соловьев ЕМ. Заканчивание скважин. - М.: «Недра». - 1984. - С. 40.

51.Гусейнов Т.И., Кязимов Э.И. К вопросу первичного вскрытия нефтегазовых го­ ризонтов // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ВНИИОЭНГ, № 9. - 1999. - С. 24-26.

217

52.Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. «Заканчивание скважин». - М.: «Недра» 2000. - С. 580-581.

53.Павленко Г.А., Ковалев В.И. Эффективность применения перфораторных заря­ дов с повышенной пробивной способностью в ОАО «Ноябрьскнефтегеофизика». - М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ. Нефтепромысловое дело, № 6, 1999. - С. 30-33.

54.Мухаметзянов Р.Н. Пути повышения эффективности разработки нефтяных ме­ сторождений Ноябрьского региона. - М.: ВНИИОЭНГ. НТЖ. Нефтепромысловое дело, № 6,99.-С . 7-9.

55.Мухаметзянов Р.Н., Матевосов А.Р., Юдаков А.Н. Эффективность физико­ химических методов воздействия на продуктивные пласты и пути ее повышения в ОАО «Ноябрьскнефтегаз». - М. ВНИИОЭНГ. НТЖ. Нефтепромысловое дело, № 6, 1999.-С . 15.

56.Справочник инженера по бурение. Т. 1. Под редакцией В.И. Мищевича и Н.А. Си­ дорова. Издательство «Недра». - 1973.

57.Drilling PRACTUCES MANUAL. Preston L. Moore. Petroleum Publishing Co. Tulsa. 1974.

58.Регламент на заканчивание скважин строительство в ОАО «Татнефть» / РФ.. 39-0147585-232-01. - С. 25-26

59.Мамедов Н.Н., Оганов А.С, Литвинов А.И. Способ создания циркуляции жид­ кости в скважине. А.С. № 1112113.1984.

60.Задворных В.Н., Оганов А.С., Литвинов А.И. Двухканальная система промывки скважины. А.С. № 1350327. 1987.

61.Пронин Н.Ф. Опыт строительства горизонтальной скважины на месторождении «Комсомольская» ОАО «Пурнефтегаз» II НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин. № 7-9,1999. - С. 9-12.

62.Мнацаканов А.В., Оганов А.С., Повалихин А.С. Бурение горизонтальной сква­ жины на месторождении «Белый Натр (шельф Ввориима). Нефтяное хозяйство № 2, 1997.-С .

63.Европейцев Р.К., Тарасов Г.Д., КононовА.Ф., Кошуков В С. ИО строительстве в Западной Сибири первой горизонтальной скважины // Нефтяное хозяйство, № 12, 1986.-С . 8-11.

64.Крылов В.И., Крецул В.В. Устойчивость стволов горизонтальных скважин. III Международный семинар «Горизонтальные скважины». Тезисы докладов. РГУ неф­ ти и газа им. И.М. Губкина. - Москва, 2000.

65.Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. Гераськин В.Г. Строительство наклонных и горизонтальных скважин. - М.: «Недра», 2000.

66.Беляев Н.М. Сопротивление материалов. Учебник для ВУЗов. М., Издательство физико-математической литературы, 1962. - С. 622-630.

67.Тимошенко С.П. Сопротивление материалов. - Т. 2. -1946. - С. 182.

68.Исследование работы ступенчатого низа бурильного инструмента при бурении вертикальных скважин. Ученые записки. Гумизаде М.П., Оганов С.А., Суднярто, Аскеров М.Ю. IX серия, № 3,1974. АзиНефтехим им. М.Азизбекова.

69.Мамедбеков О.К. Управление искривлением скважин. - Баку, ЕЛМ. - 2000. - С. 131-134.

70.Барский И.А., Поваликин А.С., Глушич В.Г.Козлов А.В. Продольный изгиб бу­

218

рильной колонны и выбор траектории бурения горизонтального ствола. Бурение №6,2001.-С. 14-17.

71.Гулизаде М.П., Кауфман Л.Я., Сушон ЛЯ. Закономерности искривления на­

клонных скважин и критерий стабилизации угла наклона. Нефтяное хозяйство. - 1972.-№3.

72.Гасанов И.З., ОгановГ.С. Расчет неориентируемой компоновкинизабурильной колонны с большим количеством опорных элементов. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - №2,1988. - С. 22-26.

73.MITRA А.К., OGANOV S.A., GARG H.S. AND MAHANINDIA. Bull. ONGC, Vol. 18. №2. December, 1981.

74.Вудс Г., Лубннский А. Искривление скважин при бурении. Гостоптехиздат. I960.-С. 100.

75.Агаев Г.Г., Мамедов К.Г., Оганов Г.С., Сакович Э.С. Секционныйтурбобур. Ав­ торское свидетельство№ 1464543.

76.Феодосьев В.И. Избранные задачи и вопросы по сопротивлению материалов. Издательство «Наука». М. 1973. - С. 239.

77.Александров М.М. Определение сил сопротивления при бурении скважин. - М. Недра, 1965.-С. 70-80.

78.Карден Р.С. Уравнения, определяющие максимальную длину горизонтального участка стволаскважины. Oil andGasjournal, 1988.

79.Оценка величины нагрузки на крюкеприподъеме(пуске)бурильногоинструмента (обсадной колонны) в наклонно направленной скважине. Оганов С.А., Перов А.В., Ахмадишин Ф.Ф., Ганов Г.С. ИНТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М. ВНИИОЭНГ, 2001. - №5-6.

80.Оганов С.А. Студенский М.Н. Оценка силсопротивления, возникающих всква­ жинах при строительстве на Ашальчинском месторождении природных битумов. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - № 11. - 2007. -

С.5-11.

81.Оганов С.А., Оганов Г.С. К. проблеме повышения качества цементированияэк­ сплуатационной колонны - потайной колонны (хвостовика) в наклонной скважине

сбольшим отклонение ствола от вертикали // Строительство нефтяных и газовых скважин насуше и на море. - №7-8,2002. - С. 33—40.

82. Оганов С.А., Оганов Г.С. Определение высоты подъематампонажного раствора, глубины установки муфты ступенчатого цементирования эксплуатационной ко­ лонны, длины «потайной» колонны и глубины вертикального участка профиля с учетом параметров цементирования наклонной скважины // Строительство нефтя­ ных и газовыхскважин на суше и наморе. № 11,2004. - С. 35-40.

219