- •Содержание
- •1. ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИНЫ
- •Что определяет дебит скважины?
- •Как скважина дает нефть?
- •Как движется нефть в пласте?
- •Чем определяется характеристика вертикального лифта?
- •Что такое узловой анализ NODAL?
- •Что такое интенсификация и оптимизация?
- •Что такое повреждение пласта?
- •Как мы способствуем повреждению пласта?
- •Что происходит со вскрытым пластом при бурении?
- •Что происходит при перфорации?
- •Какие ущербы возникают при эксплуатации скважины?
- •2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
- •Оборудование устья скважины
- •Подземное оборудование скважины, оборудованной ШГНУ
- •Общие положения
- •Текущий ремонт скважин
- •Капитальный ремонт скважин
- •4. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПЕРЕД ПРОВЕДЕНИЕМ РЕМОНТНЫХ РАБОТ
- •Подготовка трубы
- •4.2. Глушение скважины
- •Организация процесса глушения скважины
- •Требования к жидкостям глушения
- •Расчет глушения
- •4.3. Исследования скважин
- •Гидродинамические исследования
- •Геофизические исследования
- •Контроль технического состояния добывающих скважин
- •Комплектное оборудование для работы с гибкими НКТ (койл-тюбинг) в скважинах глубиной до 4000 м
- •Установки смесительные
- •Осреднительная установка
- •6.2. Гидравлические забойные двигатели для ремонтных работ в скважинах
- •Винтовые забойные двигатели
- •7. СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ
- •Закрепление-раскрепление труб
- •Долив скважины
- •Замер количества доливаемой жидкости
- •Виброобработка
- •Термообработка
- •Воздействие давлением пороховых газов
- •Кислотные обработки
- •Общие требования к проведению кислотных обработок (КО)
- •Назначение кислотного воздействия
- •Соляно-кислотная ванна (СКВ)
- •Время реакции
- •Химические реагенты, добавляемые в кислоту при простой соляно-кислотной обработке
- •Глинокислотная обработка (ГКО)
- •Технология ОПЗ глинокислотой
- •Циклическое воздействие
- •Направленная кислотная обработка
- •Комплексная обработка ПЗП (КОПЗП)
- •Кислотная обработка добывающих скважин
- •Технические характеристики специальных агрегатов для ведения работ по КО
- •8.2. Гидравлический разрыв пласта
- •8.4. Расчет оптимального профиля дополнительного ствола на плоскости из интервала стабилизации основного ствола скважины
- •Общие требования
- •Методика расчета профиля дополнительного ствола
- •Пример расчетов
- •Проектирование криволинейного дополнительного ствола
- •Проектирование дополнительного ствола комбинированного типа с одним криволинейным и прямолинейным участком
- •скважин
- •Технология проведения ремонтно-изоляционных работ
- •Ловильный инструмент
- •Устройства для ликвидации прихватов
- •Труборезы скважинные
- •10. ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ СКВАЖИН
- •Подготовительные работы
- •10.2. Замена штангового глубинного насоса
- •Технология ремонта скважин, оборудованных УШГН
- •Подъем и демонтаж УШГН
- •Монтаж и спуск УШГН
- •Подгонка хода плунжера
- •11. ПЛАН ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ (ПЛА) ПРИ ТЕКУЩЕМ И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН И ОСОВЕНИИ
- •Консервация скважин
- •Расконсервация скважин
- •Скважины, подлежащие ликвидации
- •Оборудование устьев и стволов нефтяных, газовых и других скважин при их ликвидации
- •Оборудование устьев и стволов при ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной
- •Порядок оформления документов на ликвидацию скважины
- •СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
случае истощения одного из боковых стволов или прорыва в него воды или газа.
8.4. Расчет оптимального профиля дополнительного ствола на плоскости из интервала стабилизации основного ствола скважины
Общие требования
Траекториивсехдополнительных стволов практически можно све сти к трем основным типам: прямолинейный; криволинейный и ком бинированный. Вконкретных геолого-технических условиях бурения возможно различное их сочетание.
При проектировании профиля дополнительного ствола необходи мо решить следующие задачи: выбрать тип профиля, рассчитать па раметры профиля дополнительного ствола или стволов и построить профиль многоствольной скважины на геологическом разрезе.
Общие требования к технологии бурения дополнительного ствола или стволов формулируются следующим образом:
1.Скважина,в интервале забуривания дополнительного ствола, дол жна быть закреплена одной колонной обсадных труб.
2.Максимальная интенсивность искривления оси скважины, выше интервала забуривания, должны составлять не более 2—3 градусов на 10 м.
3.Вероятность выбросов нефти и газа при забуривании дополнитель ного ствола должна быть минимальной.
4.Проектная длина дополнительного ствола должна не менее чем в два раза превышать величину горизонтального смещения нового забоя от забоя бездействующей эксплуатационной скважины.
5.Вырезаемое “окно” либо участок эксплуатационной колонны дол жны находиться в зоне цементного кольца на возможно большей глубине, чтобы максимально использовать эксплуатационную ко лонну и сократить длину второго ствола.
6.Прорезать “окно” следует в интервале между двумя муфтами об садной трубы (чтобы облегчить этот процесс и не нарушать проч ность эксплуатационной колонны).
7.Зарезка дополнительного ствола должна осуществляется в интер вале залегания сравнительно твердых пород или глин, т.к. вскры-
тие окна против слабосцементированных песков и песчаников может привести к осыпанию пород, а против крепкихи перемежа ющихся - к тому, что дополнительный ствол не будет отходить от основного и буриться рядом с ним.
8.В случае, если скважина не эксплуатируется по причине аварии, то бурение дополнительного стволадолжно осуществляться выше интервала аварии на 40-60 м.
9.При применении клина в качестве отклонителя, для обеспечения возможности его ориентирования, необходимо, чтобы зенитный угол основного ствола скважины составлял не менее 5 градусов.
Эффективность бурения дополнительных стволов зависит от глу бины его заложения в эксплуатационной колонне основного ствола скважины, от угла отклонения и от его кривизны. При этом следует иметь в виду, что увеличение глубины заложения дополнительного ствола не всегда приводит к существенномууменьшению его длины, но обязательно вызывает увеличение кривизны. Необходимо также учитывать границы проводки дополнительного ствола в эксплуата ционной колонне основного: верхней - экономической, при кото рой стоимость бурения дополнительного ствола не превышает сто имости бурения новой скважины, и нижней - технической возмож ностью применяемого оборудования.
Допустимая интенсивность искривления на криволинейных уча сткахдополнительного ствола определяется следующимифакторами: 1. Минимальный радиус кривизны с учетом условий прохо
димости инструмента и оборудования, находится но формуле:
R t ^ D / S i D - d - k ) , |
(8.3.1) |
где L —длина спускаемого инструмента, м; d —наружныйдиаметр спускаемого инструмента, м; D - диаметр скважины или внутрен ний диаметр соответствующей обсадной колонны, в зависимости от исходных условий расчета, м\ к —необходимый зазор между стенками скважины и спускаемым инструментом, м.
2.Для нормальной эксплуатации бурильныхи обсадныхколонн зна чение радиуса кривизны должно быть не меньше вычисленного по следующей формуле:
Да min - E 'd / 20зо |
(8.3.2) |
где Е —модуль упругости, кН/м2; d - наружный диаметр буриль ных или обсадных труб, м; <5Т- предел текучести материала труб, кН/м2.
3.При спуске забойного двигателя через искривленные участки ство ла скважины напряжения, возникающие в корпусе забойного дви гателя, не должны превышать предела текучести. Значения мини мальных радиусов кривизны, исходя из данного условия, следует определять из выражения
R, ain = 0,2512/0,74 [ф д - |
- к]у |
(8.3.3) |
где L;# - длина забойного двигателя, м; Dd —диаметр долота, м; ёзд—диаметр забойного двигателя, м; к —значение технологичес кого зазора, выбираемое исходя из конкретных условий бурения.
4.Значение радиуса кривизны ствола скважины, в зависимости от допустимого нормальногодавления замков на горную породу, рас считывается по формуле
^ « 1 2 , 5 1 7 6 , |
(8-3.4) |
где Р -осевое усилие, действующее на бурильные трубы, кН; Q - допустимое нормальное усилие замка на горную породу, кН; 12,5 - длина бурильной трубы, м.
После проведения расчетов по формулам (8.3.1)-(8.3.4) для про ектирования за исходное принимается наибольшее значение допус тимого радиуса искривления.
Поскольку самый распространенныйтип профиля основного ство ла - четырехинтервальный, включающий четыре участка: вертикаль ный, участок набора зенитного угла, участок стабилизации и участок уменьшения зенитного угла, зарезка дополнительного ствола наибо лее вероятнана участке стабилизации или уменьшения зенитного угла основного ствола.
Вскрываемые нефтяные пласты расположены горизонтально к рассматриваемой плоскости, поэтому при проектировании дополни тельного горизонтального ствола угол входа в пласт рассчитывается по формуле
Оо= arcsin(l - h / К), |
(8.3.5) |
где h —глубина от кровли продуктивного пласта до начала горизон тального участка, м; R —радиус искривления дополнительного ство ла на участке набора угла, м.
Методика расчета профиля дополнительного ствола
Для выбора оптимального по стоимости профилядополнительного ствола, необходимо рассчитать каждый из возможных вариантов его бурения, а затем реализовывать наиболее экономичный из них с уче-
том геолого-технических условий бурения.
При проектировании дополнительного ствола следует также учи тывать, что в случае, когда дополнительный ствол бурится с набором зенитного угла, то он состоит только из криволинейного участка, ин тенсивность искривления которого определяется из выражения:
7 = 57,3/Дд, |
(8.3.6) |
где R$ —радиус искривления этого участка, м; |
|
Дд=1801^/п'(Т, |
(8.3.7) |
или |
|
Ькр - 0,01 / 4 5 4 ‘°> |
(8.3.8) |
где LKp- длина криволинейного участка, м; о - общий угол искусст венного искривления, град.
о = 9 к - 9 н, |
(8.3.9) |
где вн, 9К - соответственно, начальный и конечный зенитные углы дополнительного ствола, град.
Горизонтальная (Sd) и вертикальная (hd) проекции криволинейно го участка определяются из выражений:
Sd= R#*(cosqH- |
cosq j, |
(8.3.10) |
hd= Rd' (singK- |
sinqH). |
(8.3.11) |
Проектирование дополнительного ствола из интервала стабили зации зенитного угла основного ствола скважины.
1 . Порядок расчета стоимости бурения дополнительного ствола с постоянными набором зенитного угла и радиусом искривления (рис. 8.3.10, а) для наклонно направленного дополнительного ствола.
Определяется угол входа дополнительного ствола из уравнения
2tgOH(c o s 0 „ |
- tg6„ + sinf?,, - |
-S',/ R e) |
|
вк = arcsin |
2 x ( l+ t g f £ ) |
|
|
|
|
|
|
^ 4 / £ 0 ; X (C O S 0„ + rg 0 „ - S J R - f —4 ( l + |
x((cose,, + |
tg 0 „s m fl„ - S , / К }) ' - |
1) \ |
2 ( l + tg 0 ;) |
( f i j . 1 2 ) |
' |
|
где Sj —расстояние по горизонтали между точками вскрытия пласта основным и дополнительным стволами, м4 - радиус искривления дополнительного ствола, м; 9Н—начальный зенитный уголдополни-
тельного ствола, град.
Для расчетов принимается вк > 0, уравнение (8.3.12) справедливо при Дэ > Sh при этом минимальный радиус искривления дополни тельного ствола (1 ^) находится из выражения:
R = Sj I (cos0K- cos0K- tg0H -(sin0K- sin0H)), (8.3.13)
при вк= 89° Если таких техническихсредств в наличии нет, то необходимо про
ектировать дополнительный ствол по иной траектории.
Длинадополнительного ствола находится по формуле (8.3.8), вер тикальная проекция по формуле (8.3.11), стоимость бурения опреде ляется из выражения:
Су = Смкр *LKp, |
(8.3.14) |
где CjfP - стоимость бурения одного метра дополнительного ствола, ш с. руб; Ькр - длина криволинейного участка, м.
2. Порядок расчета дополнительного ствола комбинированного типа с одним криволинейным и прямолинейным участками (рис. 8.3.10, б).
Рассчитывается угол входа дополнительного ствола в продукгив-
Рис. 8.3.10. Возможные варианты профиля дополнительного ствола, проектируемого из интервала стабилизации зенитного угла основного:
а) криволинейныйдополнительныйствол; б) комбинированный, криволиней ный и прямолинейный; в) комбинированный, криволинейный сразнымиради усами искривления
ный пласт по формуле
вк = arcsin((2x *sin0H± 4х2 • sin6H2- 4(х2 - cos»,,2)) / 2), (8.3.15) где х определяется из выражения
^ ( Д |
• cos 0, + Д, • tgfl„ - .У, > cos 08 ( |
|
М2 |
2 С 7 '0,01745/?,./С ^ |
|
№ ' ст<)- - W |
.* " ’ <1 |
-cose,1 /С* -4(СГ0.175^О |
* |
2 С ;'-0 ,Ш 7 4 5 -Я .,/С |
|
(Д ,,Ш 1 А ;-С Г 0 .0 1 7 4 5 ^ )/С ; |
||
|
2C J -0,01745-/?,,/ |
|
где С ^ и СМ”Р—соответственно, стоимостьодногометрабурения кри волинейного и прямолинейного участков дополнительного ствола, тыс. руб.; S j,Да, 0Н- то же, что и в выражении (8.3.12).
Для расчета конечного зенитного угла (0*) принимается - 1 <х <1. Вертикальная проекция дополнительного ствола, находится по
формуле
hd= Cfycos0d- Дрos0K- Я$твк- S{) / (tg0„- tgOJ. (8.3.16)
1Ъризонтальная проекция находится из выражения:
Sd= Rd' (cos6K- cos0K) + (hdRd• (sin0KsinOJ) • tg0„. (8.3,17)
Длина дополнительного ствола (L) определяется из выражения
L - 0,01745 • Д9• (0Я- 0*) +
+(hd• Rd • (sin0Ksin0w)) / cos0K= LKp+ L^, (8.3.18)
Общая стоимость бурениядополнительного стволаподаннойтра ектории (С*) будет равна
C*= V C , 4'+ V C ,'¥ , |
(8 3.19) |
Минимальный радиус искривления дополнительного ствола при qK= 89е находится из выражения
^ = ((tg0„ - t g 0J*Ad + ^ ) /
/(cos0M- cos0xtg0K• sin0K+ tg0K• sin0„). (8.3.20)
Далее проверяется наличиетехнического средствас рассчитанным радиусом искривления, если бурение осуществить возможно, то по