Материал: Проект зарезки второго ствола в нефтяной скважине Кудако-Киевского месторождения

Таблица 1.4.2 - Свойства нефти и газа

Из такой нефти можно получить:

Бензин автомобильный марки А-66 от 18,6 % до 21,7 % с октановым числом 58,8 до 60,6.

Керосин тракторный в количестве 18 % с октановым числом 45.

Топливо для реактивных двигателей марки Т-1 от 30 до 31,4 %.

Дизтопливо марки "Л" и "3" - 39 %.

Физико-химические свойства газа.

Попутный газ удалось определить только из чокракских отложений. Плотность попутного газа определена при температуре 20 °С. Газ выделившийся при однократном разгазировании, исследован по пробам из 7 скважин восточной периклинали месторождения.

Газ, растворенный в нефти месторождения, сухой, с очень небольшой примесью углекислоты.

Данные о свойствах и составе газа приведены в таблице 1.4.3

Таблица 1.4.3 - Свойства и состав газа

2. Технологическая часть

.1 Область применения зарезки второго ствола

Большинство вертикальных скважин на месторождениях Российской федерации находятся в эксплуатации от 10 до 50 лет. Зачастую простые операции капитального ремонта, такие как дополнительная перфорация, кислотная обработка или гидроразрыв пласта, значительно увеличивают добычу. Но в некоторых случаях эффективным решением является использование скважин для бурения из них боковых стволов с горизонтальным закачиванием.

Основным критерием при подборе скважин для бурения боковых стволов являются наличие высокой обводненности, полетного оборудования, а также нефтяных и водонефтяных оторочек вблизи скважин.

С целью вовлечения в активную разработку запасов нефти, блокируемых водными или газовыми конусами, а также создания в межскважинных зонах дополнительных депрессий для создания обратных потоков нефтяной зоны пласта, ведется бурение вторых ответвляющихся стволов.

Скважины, долгое время находящиеся в эксплуатации, обводнившиеся или аварийные, необходимо подвергать реконструкции путем зарезки дополнительных стволов.

Зарезка и бурение второго ствола - метод восстановления скважин, ремонт которых известными способами технически невозможен или экономически нецелесообразен. Этот метод позволяет пополнять действующий фонд скважин, улучшать состояние разработки залежей за счет восполнения сетки разработки путем перевода скважин из верхнего горизонта, повышать текущую нефтеотдачу, сокращать сроки извлечения остаточных запасов нефти. Кроме того, этот метод позволяет восстанавливать скважины на тех участках, где по условиям и состоянию разработки пласта бурение новых сложно или нерентабельно.

.2 Этапы работ по зарезке второго ствола

Основные этапы работ по зарезке и бурению второго ствола заключаются в следующем:

обследуют состояние скважины;

выбирают место в колонне для вскрытия "окна";

на выбранной глубине создают в колонне цементный стакан, на котором устанавливают отклонитель;

вскрывают "окно" в колонне;

бурят второй ствол до проектной глубины;

проводят комплекс электрометрических работ;

спускают эксплуатационную колонну или хвостовик с последующим цементированием и испытанием на герметичность.

Перед началом зарезки второго ствола в скважине месторождения по геолого-технической документации и результатам обследования необходимо выявить техническое состояние эксплуатационной колонны.

Исследовательские и обследовательские работы в скважинах в основном сводятся к выявлению или установлению:

состояние эксплуатационной колонны;

место притока чуждых вод:

место нахождения и состояния аварийного подземного оборудования.

Обследование начинают с проверки состояния эксплуатационной колонны при помощи шаблона цилиндрической формы и длиной не менее 10 метров, диаметр которого на 12-15 мм меньше внутреннего диаметра колонны. Шаблон спускают до глубины предполагаемой вырезки "окна".

Кроме шаблона состояние колонны, установление места нахождения и состояния, оставшихся в скважине насосно-компрессорных труб и других посторонних предметов проверяют печатями.

Печать представляет собой металлическое устройство, корпус которого снизу и с боков покрыт свинцовой оболочкой толщиной 15-20мм.

В центре корпуса имеется сквозное продольное отверстие, через которое прокачивается жидкость. В верхней части печати имеется резьба для присоединения к бурильным или насосно-компрессорным трубам, на которых ее спускают в скважину. Диаметр печати на 10-20мм меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны.

После обследования эксплуатационной колонны шаблонами и печатями, проводят изоляцию существующего фильтра цементированием или засыпкой песком.

После проведения изоляции, эксплуатационная колонна испытывается на герметичность методом опрессовки, суть которого заключается в следующем: устье скважины герметизируется планшайбой или подвесной катушкой с задвижкой и установленным на ней манометром. Жидкость в колонну обсадных труб нагнетают таким образом, чтобы обеспечить плавное увеличение давления.

Нормы опрессовки зависят от степени изношенности колонны и характера ремонта. Если давление опрессовки в течение 30 минут не снижается не более чем на 5кгс/см² при давлении выше 70кгс/см² и не более 3кгс/см² при давлении до 70 кгс/см² - колонна считается герметичной.

Если колонна не выдерживает испытания на герметичность, необходимо проверить скважину на приемистость. После определяется место дефекта колонны методами геофизических исследований - резистивиметром или электротермометром.

Резистивиметром место дефекта в эксплуатационной колонне определяют следующим образом. После изоляции фильтра снижают уровень жидкости в скважине до тех пор, пока не появится приток посторонней воды через дефект. В результате исследования получают кривую зависимости дебита посторонней воды от величины динамического уровня и определяют положение статического уровня в скважине. Отбирая пробу воды, устанавливают ее соленость, выраженную в градусах Боме.

После исследования скважины промывают ствол до тех пор, пока из него будет удалена посторонняя вода. Затем ствол, заполняют водой, соленость которой должна отличаться от солености посторонней воды на 2 - 5 градусов Боме. Воду требуемой солености закачивают через промывочные трубы до тех пор, пока вся находящаяся в ней вода не будет заменена. Затем в скважину спускают резистивиметр, при помощи которого замеряют удельное сопротивление воды, зависящее от ее солености.

Первый контрольный замер должен показать, что скважина заполнена водой одинаковой солености.

После контрольного замера желонкой снижают уровень в скважине, чтобы вызвать приток посторонней воды через место нарушения эксплуатационной колонны. Величину снижения уровня определяют по данным исследования скважины с таким расчетом, чтобы после установления статического уровня посторонняя вода в эксплуатационной колонне поднялась на высоту 50 -100 метров. Снизив уровень, снова производят замер резистивиметром. При этом определяется наличие посторонней воды в определенном интервале с соленостью, отличающейся от солености воды, заполнявшей скважину до снижения уровня.

Если показания резистивиметра окажется неясным, снижение уровня и замер резистивиметром повторяют несколько раз. Сравнивая полученные диаграммы замеров, определяют глубину места нахождения дефекта в эксплуатационной колонне.

Электротермометр для определения места притока посторонней воды применяют в случаях, когда для использования резистивиметра требуется длительная подготовка скважины.

Работы по определению притока с помощью электротермометра выполняют в следующей последовательности. После изоляции существующего фильтра в скважине снижают уровень жидкости для вызова притока посторонней воды. Скважину исследуют на приток и заполняют водой до устья, оставляя в таком состоянии на 24 - 48 часов для установления определенной температуры жидкости по всему стволу. Затем спускают электротермометр для контрольного замера температуры.

Как известно, действие электротермометра основано на принципе увеличения электрического сопротивления воды с повышением ее температуры. При контрольном замере определяется равномерное повышение температуры по мере увеличения глубины замера.

Выполнив контрольный замер, снижают уровень в скважине тартанием для вызова притока посторонней воды через дефект в эксплуатационной колонне. После снижения уровня на 20 - 50 метров ниже статического замеряют температуру жидкости по стволу скважины.

Место притока устанавливают по резкому изменению температурных кривых на диаграмме электротермометра.

При капитальном ремонте скважин, иногда применяют ускоренный метод определения места притока посторонней воды электротермометром. Сущность его заключается в том, что после заполнения скважины водой до устья сразу же проводят контрольный замер. Если имеется приток посторонней воды, будет отмечена температурная аномалия в месте притока.

Однако ускоренный метод не всегда обеспечивает получение четких диаграмм.

После установления места негерметичности производится его ликвидация методом цементирования под давлением. Для этого ниже места дефекта на 100 -150 метров устанавливается цементный мост. После затвердевания цемента моста производится цементирование через дефект колонны с продавкой в пласт или за колонну расчетного количества цементного раствора. Чем медленнее продавливается цементный раствор в пласт, тем надежнее и эффективнее будет изоляция.

При ликвидации негерметичности колонны применяется цементирование под давление через трубы с последующим разбуриванием цементного стакана.

В этом случае, спущенные в скважину заливочные трубы устанавливаются на 5 - 10 метров выше дефекта в колонне и через них продавливают в пласт под давлением цементный раствор с оставлением цемента в колонне. Оставшиеся излишки цементного раствора вымывают из скважины способом обратной промывки. Цементный стакан, находящийся ниже заливочных труб, после затвердевания разбуривается. Разбуривается также цементный мост, установленный для ликвидации дефекта колонны.

После проведения работ по ликвидации дефекта проводится испытание эксплуатационной колонны на герметичность.

Выбор места в скважине для вскрытия " окна"

При выборе места (глубины) вскрытия " окна" в колонне необходимо учитывать следующие факты: конструкцию скважины, угол искривления ее ствола, наличие цементного кольца за колонной, характер залегающих пород, наличие водоносных горизонтов и состояние колонны.

При наличии в скважине двух или нескольких колонн место для вскрытия "окна" следует выбирать на такой глубине, чтобы "окно" вскрывать в одной колонне. Практика показала, что вскрывать "окно" следует в интервалах сложенных глинистыми породами. В скважинах, где "окна" вскрывались против слабоцементированных песков, песчаников, а также при отсутствии за колонной цементного кольца, наблюдались случаи размыва и осыпания пород, приводивших к обвалам, прихватам инструмента под окном, а иногда даже к потере ствола скважины.

Вскрытие "окна" против крепких и часто перемежающихся мягких и крепких пород приводит к тому, что второй ствол часто не отходит от основного ствола и бурится рядом с ним, особенно когда бурение ведется при полном поглощении промывочной жидкости. Такие скважины оказываются малопроизводительными вследствие нарушения призабойной зоны в процессе эксплуатации скважины основным стволом.

Подготовка скважины к спуску отклонителя

Перед спуском отклонителя колонну необходимо обследовать печатью.

Затем спускают направление (шаблон), чтобы установить возможность спуска отклонителя. Диаметр длину направления определяют по формулам:

Dш = Dо + 3 - 4 мм;

Lш = Lо + 2 - 3 м.

где Dо - наибольший диаметр спускаемого отклонителя;

Lо - длина спускаемого отклонителя, м.

После этого с помощью локатора муфт определяют место нахождения муфт обсадной колонны, между которыми будет вскрыто "окно".

Принцип действия локатора муфт основан на том, что магнитные свойства трубы на участке муфты резко отличаются от магнитных свойств на других участках. Поэтому при прохождении прибора мимо муфтового соединения поля постоянных магнитов перераспределяются, в результате чего на выходе магнитного зонда и прибора появляется импульс электродвижущей силы (ЭДС), записанный на диаграмме в виде пики, отличной по амплитуде и конфигурации от магнитной метки.

Установка отклонителя

Отклонитель - инструмент, придающий начальное направление и предназначенный для обеспечения необходимого отклонения райберов при вскрытии "окна" в колонне и бурильного инструмента при бурении второго ствола.

Отклонитель представляет собой плоский или желобообразный клин, спускаемый в скважину на бурильных трубах. Тип отклонителя выбирают с учетом диаметра колонны и ее состояния.

Наиболее распространены отклонители типа ОЗС. Отклонитель типа ОЗС состоит из трех основных узлов: узла опоры и закрепления, клина - отклонителя и спускного клина. Отклонитель закрепляют на забое в эксплуатационной колонне при помощи трехплашечной системы, которая исключает возможность проворачивания его при вскрытии окна и бурении второго ствола. Наклонная поверхность в виде желоба клиноотклонителя обеспечивает направление и увеличивает площадь опоры между клином и режущим инструментом.