Широкие испытания винтовых двигателей в бурении показали, что эта забойная машина эффективно решает проблему привода шарошечного долота в режимах, отвечающих наиболее экономически выгодному использованию современных породоразрушающих инструментов.
Возможность широкого варьирования характеристиками двигателей с целью получения выгодных для тех или иных условий режимов бурения позволяет при современном буровом оборудовании и инструменте кратно увеличить проходки за рейс долота и улучшить показатели бурения большинства категорий скважин.
Низкая частота вращения двигателя и повышенный вращающий момент дают возможность успешно проходить цементные мосты в тех случаях, где турбобур является неэффективен, а применение роторного способа требует больших затрат, переброски специального оборудования и часто приводит к серьезным авариям, связанным с поломками бурильных труб.
Винтовой забойный двигатель позволяет не только разбуривать цементные мосты в колоннах малого диаметра, что ранее невозможно было сделать ни с помощью турбобура, ни ротором, но и в ряде случаев успешно работает при подземном ремонте компрессорных труб.
Малогабаритные винтовые забойные двигатели с успехом можно использовать при восстановлении старых скважин для выхода из обсадной колонны и забуривания вторых стволов, а так же при бурении с выходом из эксплуатационной колонны на нижележащие горизонты, что с применением ротора или турбобура практически невозможно.
Имеющийся в РУП "ПО 'Белоруснефть" потенциал позволяет увеличить количество восстанавливаемых скважин , что даст значительную прибавку в добыче нефти.
ГЛАВА 2 ТЕХНОЛОГИЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ №60 ЗОЛОТУХИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕТОДОМ БУРЕНИЯ ВТОРОГО СТВОЛА
2.1 Обоснование выбора скважины для восстановления методом бурения второго ствола
При выборе скважины для бурения второго ствола учитывались следующие основные факторы:
1. Необходимость более полной выработки остаточных запасов нефти межсолевого объекта разработки.
2. Энергетика залежи.
3. Экономия финансовых средств при бурении второго ствола по сравнению с бурением новой скважины.
4. Разница во времени затраченном на бурение второго ствола по отношению к времени бурения новой скважины.
Конструкция скважины:– направление 630 мм – 0 ─ 6 м ─ цемент до устья
– кондуктор 426 мм – 0 ─ 200 м – цемент до устья
– первая техническая колона 324 мм ─ 0 ─ 1450 м ─ цемент до устья
– вторая техническая колонна 245 мм – 0 ─ 1979 м ─ цемент до устья
– эксплуатационная колонна 168 мм ─ 0─2010м ─ цемент до устья
2.1.1 Характеристика работы скважины №60 Золотухинского месторождения
Испытатель пластов:
1. 1957–1984 м – zd – при р=162 атм 1 м/с по КВД;
2. 2034 – 2104 м – zd – при р=115 атм притока нет;
3. 2102 – 2214 м –zd– при р=124 атм притока нет;
4. 3825 – 3909 – vr –при р=123 атм 2 м/с фильтрата раствора по КВД;
5. 3852 – 3953 м –vr – при р=142 атм приток смеси фильтрата раствора и пластовой воды;
6. 3909 – 3953 м –sm – при р=126 атм 124 м/с воды 1,25;
7. 3950 – 4022 м –sr – при р=160 атм притока нет.
В ноябре 1978 года ввод фонтаном с дебитом 45 – 60 т/с без воды. По термометрии работал интервал 1985 –1988 м.
В мае 1979 года закачка 12 м пенокислоты и 12 м HCl при 100– 80 атм на воде. Продолжена постоянная фонтанная эксплуатация с дебитом 50–65 т/с без воды.
В июле 1982 года начало обводнения от 5 %. Темп роста обводнения в пределах, все последующие годы обводнение в пределах 11 – 13 %, а с 1984 года вода из продукции исчезла.
Далее скважина эксплуатируется фонтаном постоянно с дебитом 10 т/с без воды, а с 01.1991 года дебит составил 23 т/с без воды.
В апреле 1994 года перевод на НГ – 57, при постоянной эксплуатации дебит 7 – 10 т/с без воды.
В июне 1996 года перевод на фонтан. При периодической эксплуатации дебит 4 – 5 т/с без воды со снижением до 2,5 т/с воды к середине 1998 г.
В июне 1998 года мгновенное обводнение до 98,8 %.
В октябре 1998 года изоляционные работы. Мост 1980 – 1983 м с наращиванием до 1942 м и разбуриванием до 1970 м.СКВ 2 м 24% HCl но продавить кислоту не удалось при 110 – 120 атм. HCl порциями : 1 м 24% + 1 м 24% + 3 м 18% при 90 – 80 атм.
На НГ – 57 начальный дебит жидкости 5,6 т/с при 37% воды.
В январе 1999 года вода из продукции исчезла, а с мая 1999 г вода – 98,6%, а в конце 1999 года обводнение достигает 99,7 %.
На 01.01.2001 года добыто 24109 т нефти и 17167 т воды.
2.2 Технология бурения второго ствола скважины №60 Золотухинского нефтяного месторождения.
Обоснование месторасположения забоя второго ствола скважины и его профиля.
Скважина заложена в неразработанную часть петриковско–елецкой залежи в юго–восточной части золотухинского нефтяного месторождения.
Величина смещения забоя нового ствола 385 м по азимуту 55,72 от устья.
Профиль ствола скважины №60 s2 Золотухинского месторождения :
Профиль ствола скважины рассчитывается с помощью программного обеспечения фирмы «Schlumberger». Согласно расчета профиль скважины выбирается плоскостной с двумя интервалами:
– наклонно–криволинейный 1470–1853м с набором зенитного угла от 6,30 до 55,45 и разворотом по азимуту в право с 346 до 56;
–наклонно–прямолинейный с сохранением угловых параметров в интервале 1853–2200м.
2.2.1 Влияние параметров режима бурения на показатели работы долот
Наилучшие результаты работы долот достигаются, когда выбуренная порода своевременно удаляется с забоя; в противном случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту. Чистота забоя скважины, а следовательно, и механическая скорость проходки зависит от качества промывочной жидкости. Очистка скважины от мелкого шлама лучше обеспечивается при глинистых растворах с малой вязкостью и малой прочностью структуры. Крупные куски шлама лучше удаляются при вязких растворах. Увеличение плотности, увеличивает подъемную способность глинистых растворов.
Но из опыта бурения следует, что с уменьшением плотности раствора механическая скорость проходки на долото увеличивается.
С увеличением плотности бурового раствора увеличивается давление на забой скважины, сопротивляемость пород разрушению увеличивается, следовательно показатели бурения уменьшаются.
При постоянной осевой нагрузке и скорости вращения с увеличением количества промывочной жидкости, подаваемой на единицу площади забоя скважины, механическая скорость проходки увеличивается.
Увеличение количества жидкости, подаваемой на забой, независимо от природы и свойств промывочного агента, свойств разбуриваемых пород и модели долота, всегда ведет к увеличению проходки на долото
Скорость истечения потока жидкости из отверстия долота и расположения этих отверстий по отношению к шарошкам и забою скважины способствует увеличению скорости бурения.
С увеличением скорости истечения промывочной жидкости из долотных насадок, улучшается очистка забоя скважины, а следовательно, увеличивается механическая скорость бурения. При бурении шарошечными долотами с увеличением скорости вращения, уменьшается глубина разрушения за один оборот.
В тоже время увеличение скорости вращения ведет к увеличению числа поражений забоя зубцами шарошек, скорости ударов зубцов о породу; эти и некоторые другие факторы увеличивают эффективность работы долота, но резко сокращают его долговечность, износостойкость.
При бурении в хрупких и пластично–хрупких горных породах с небольшим коэффициентом пластичности теоретически возможный максимум скорости бурения достигается при очень высокой скорости вращения, а для пород высокопластичных и особенно для пород не дающих общего хрупкого разрушения, максимальная механическая скорость достигается при небольших скоростях вращения.
При поддержании на долоте осевой нагрузки, соответствующей скорости V=max, реализуются критерии максимума механической скорости; при нагрузке, отвечающей проходке на долото h=max, бурить будут с максимальной проходкой на долото. Оптимальный режим с максимумом рейсовой скорости, очевидно будет достигнут при средней величине осевой нагрузки между Рд, соответствующей V=max, и Рд, соответствующей max.
При турбинном бурении основным параметром режима бурения является количество прокачиваемой промывочной жидкости Q.
Осевая нагрузка на долото Pд находится в зависимости от количества прокачиваемой промывочной жидкости Q, т.е. Рд=¦ (Q). [3, c 230]
Число оборотов долота в турбинном бурении переменно и зависит от количества прокачиваемой промывочной жидкости ( Q ) и осевой нагрузки ( Рд ), т. е. n= ¦ (Q; Рд).
2.2.2 Разработка рациональных параметров режима бурения
Для разработки рациональных параметров режима бурения необходимо:
установить зоны возможных осложнений (нарушение целостности колонны, выбросы, поглощения промывочной жидкости, и др.), а также определить пластовые давления продуктивных горизонтов.
изучить возможность самопроизвольного искривления ствола скважины и профилактические меры, ранее предусматривавшиеся против искривления, а также эффективность этих мер.
В соответствии с геологическими условиями бурения следует:
выбрать промывочную жидкость, задаться ее параметрами для разбуривания отдельных горизонтов;
произвести поинтервальный выбор способа бурения;
выбрать типы долот для разбуривания отдельных горизонтов.
В зависимости от способа бурения, механических свойств пород, качества промывочной жидкости и выбранных типов долот приступить к определению необходимых значений осевой нагрузки, количества прокачиваемой промывочной жидкости и числа оборотов долота. При этом следует руководствоваться (не зависимо от способа бурения) следующими положениями:
потенциальные возможности буровой установки должны быть максимально использованы;
для промывки скважины должна быть выбрана промывочная жидкость с минимально возможными параметрами (плотностью, вязкостью, статическим напряжением сдвига и др.);
количество прокачиваемой жидкости должно быть достаточным для очистки забоя и выноса частиц выбуренной породы (шлама) на поверхность и др.
С учетом вышеизложенного, а также опыта бурения соседних скважин Светлогорским УБР, Речицким УРБ и результатов НИР, проведенных ВНИИБТ, УкрГИПРОНИИнефть, БелНИПИнефть по обработке долот и режимов бурения, сделан подбор рациональных способов и режимов бурения поинтервально:
способ бурения;
тип забойного двигателя;
типоразмеры долот;
осевая нагрузка;
скорость вращения долота;
производительность насосов;
давление на стояке;
компоновка низа бурильной колонны( КНБК );
параметры бурового раствора и др.
2.3 Технология бурения нового ствола
2.3.1 Основные проектные данные
| 1. Номер скважины | 60 / S2 |
| 2. Площадь (месторождение) | Золотухинская |
| 3. Цель ремонтно–восстановительных работ | Восстановление ликвидированной скважины |
| 4. Назначение скважины | Эксплуатационная |
| 5. Проектный горизонт | Петриковско–елецкий |
| 6. Проектная глубина, м: по вертикали | 1988 |
| по стволу | 2200 |
| 7. Вид скважины (вертикальная, наклонно–направленная) | Наклонно– направленная |
| 8. Азимут бурения, град | 45.73 (от устья) |
| 9. Максимальный зенитный угол, град | 55.72 |
| 10. Максимальная интенсивность изменения зенитного угла, град./10м | 1,5 |
| 11. Глубина по вертикали кровли продуктивного пласта, м | 1938 |
| 12. Отклонение от вертикали точки входа в кровлю продуктивного пласта, м | 385 (от устья) |
| 13. Допустимое отклонение точки входа в кровлю продуктивного пласта от проектного положения (Rкр. доп.) | 50 |
| 14. Категория скважины | II |
| 15. Способ бурения второго ствола | Турбинно– роторный |
| 16. Вид привода | Дизельный |
| 17. Тип установки для ремонтно–восстановительных работ | HRI–500 |
| 18. Тип мачты | Телескопическая |
|
Разделы сайта |