Восстановление скважины 60 Золотухинского месторождения методом бурения второго ствола

м3/сут и в декабре 1986г. закачка в скважину прекращается по техническим причинам.

В декабре 1987г. ─ феврале 1988г. произвели изоляцию семилукского горизонта, и перешли на работы в задонский горизонт. Зону перфорации засыпали песком, установли цементный мост в интервале 3060─3150 м.

В задонском горизонте выполнили ПКС интервалов 2956─2965 м, 2968─2982 м и 2990─3006 м. Выполнили солянокислотную обработку в объеме 6м3 24% при начальном давлении 195 атм и конечном 0 ат на технической воде плотностью 1,14 г/см3.

В октябре 1988г произвели ликвидацию заколонного перетока. По термометрии приемистостью обладал только интервал перфорации. Выполнили спецдыры ПКС в интервале 3052─3050 м при забое 3112 м для ликвидации заколонного перетока. При приемистости 0 атм на забой закачали 2 м3 цементного раствора и разбурили мост до 3035 м. При повторных геофизических исследованиях заколонный переток вниз не установлен.

В декабре 1988г. при подъеме ЭЦН оказалось, что НКТ забиты солью. Выполнили солянокислотную обработку в объеме 6 м3 12% при давлениях 120─0атм + 200 м3 0,2% раствора флюоресцина. При отработке ЭН─80 шла вода (параметры не известны).

В марте─мае 1989 г. произвели закачку цементного раствора под давлением до глубины 2952 м с разбуриванием цементного моста до глубины 3022 м. Выполнили перфорацию ПКС в интервале 3017─3020 м. Выполнили солянокислотную ванну в объеме 3 м3 24% без продавки в пласт. Через сутки Рбуф=45 атм, скважина переливала нефтью. Заглушить скважину водой плотностью 1,21 г/см3 не удалось.

В октябре 1989 г. скважина введена фонтаном, на 4-мм штуцере при периодической эксплуатации. Дебит составлял 0,8-1,0 т/с без воды.

В марте 1993 г. спустили в скважину НГ─43. При постоянной эксплуатации дебит жидкости примерно составлял 5 т/с при обводненности до 3%.

C 1994 г. обводненность скважины составила более 40%, плотность воды 1,13─1,17 г/см3.

С 04.1994г. периодическая эксплуатация НГ─44 с дебитом жидкости 1,2─0,5 т/с при обводненности 48 ─ 30%. Плотностью жидкости составляла 1,13 г/см3 (обводнение во времени не стабильное, изменяется от месяца к месяцу в широком диапазоне, в иные месяцы вообще отсутствует).

В октябре ─ ноябре 1998 г. при обводненности 99,1% (плотность воды 1,22 г/см3), перешли на вышележащую часть разреза. Установили мост под давлением в интервале 3942─3020 м с разбуриванием до глубины 2985м. Выполнили ГПП интервалов 2956─2963 м и 2968─2982 м и интенсификацию (солянокислотную ванну в объеме 2м3 24%). На НГ─32 при постоянной эксплуатации дебит жидкости составлял 0,6─0,8 т/с при 20─40% обводненности плотностью 1,19─1,2 г/см3.

В марте 2000г. обводненность составила 99 %.

На 11.04.2000г.: задонский горизонт ─ добыто 3792 тн. нефти и 2100 тн. воды; в семилукский горизонт ─ закачено 42710 м3 технической воды плотностью

1,17 г/см3. В апреле 2000г. скважина переведена в контрольный фонд.

4. Параметры работы соседних скважин:

№38 (Дебит ─ 20 т/сут; обводненность ─ 50 %; способ эксплуатации ─ ЭЦН).

№33 (Дебит ─ 17 т/сут; обводненность ─ 55 %; способ эксплуатации ─ ЭЦН).

№40 (Дебит ─ 10 т/сут; обводненность ─ 60 %; способ эксплуатации ─ ЭЦН).

№42 (Дебит ─ 6 т/сут; обводненность ─ 0 %; способ эксплуатации ─ ШГН).

5. Энергетика залежи.

6. Экономия финансовых затрат при бурении второго ствола по сравнению с бурением новой скважины.

7. Разница во времени затраченном на бурении второго ствола по отношению к времени бурения новой скважины.

Учитывая, вышеизложенное принято решение о бурении второго ствола скважины №7s2 Дубровского месторождения.

2.2 Основные проектные данные

Проектная конструкция второго ствола:

- эксплуатационная колонна диаметром 168 мм ─ 0 ─ 2530 м, цемент до устья;

- «хвостовик» диаметром 114 мм ─ 2430 ─ 2969 м, цемент в интервале спуска;

- открытый ствол диаметром 93 мм ─ 2969 ─ 3045 м.[14, с22]

Основные проектные данные на восстановление скважины

Таблица 2.2

1. Номер скважины	7S2
2. Площадь (месторождение)	Дубровская

Продолжение таблицы 2.2

3. Цель ремонтно-восстановительных работ	восстановление скважины из контр. фонда
4. Назначение скважины	эксплуатационная
5. Проектный горизонт	задонско-елецкий
6. Проектная глубина, м: по стволу	3045
7. Вид скважины (вертикальная, наклонно-направл.)	Наклонно ─ направленная
8. Азимут бурения, град/дир.угол (от устья)	46°30'/53°
9. Максимальный зенитный угол, град	17°30'
10. Максимальная интенсивность изменения зенитного угла, град./10 м	1,5
11. Абсолютная отметка точки вскрытия кровли продуктивного пласта, м	2760
12. Отклонение от вертикали точки входа в кровлю продуктивного пласта, м	130 (от устья)
13. Допустимое отклонение точки входа в кровлю продуктивного пласта от проектного положения (Rкр. допуска)	50
14. Категория скважины	I
15. Способ бурения второго ствола	Роторно-турбинный
16. Вид привода	Дизельный
17. Тип установки для ремонтно-восстановительных работ	HRI-500

Проектный стратиграфический разрез

Таблица 2.3

Наименование отложений	Интервалы, м
Наименование отложений	Проектный
Полесско-лебедянские	1530-2905
Петриковские	2905-2935
Задонско-елецкие	2935-3045

2.2.1 Обоснование месторасположения забоя второго ствола скважины и его профиля.

С целью более широкого охвата разработкой зоны между скважинами № 38,42,,40 и 33 геологической службой ПО «Белоруснефть» и «БелНИПИнефть» задает величину смещения забоя нового (второго) ствола 130 м по азимуту 46. Старый ствол пробурен по азимуту 127 со смещением забоя 110 м.

Профиль второго ствола выбирается плоскостной с двумя интервалами:

- наклонно-криволинейный с набором зенитного угла до 17 в интервале 2580-2690м;

- наклонно-прямолинейный с сохранением угловых параметров в интервале 2690-3045м.

2.2.2 Расчет профиля ствола скважины:

1. Определим радиус искривления ствола скважины:

Для набора кривизны принимаем следующую компоновку:

-Долото диаметром-139,7 мм;

-Винтовой двигатель для бурения наклонных и горизонтально-направленных скважин. Д1-127;

Интенсивность набора угла в скважине принимаем-1,5о.

Тогда радиус кривизны составит:

( 2.1)