1. Сокращение объёмов бурения эксплуатационных скважин, связанное, в частности, с истощением запасов нефтегазовых месторождений. 2. Увеличение количества малодебитных и бездействующих скважин (> 40 тыс. скв. в России ). 3. Стоимость БС меньше стоимости эксплуатационной скважины в 2 -3 раза.
Ø Бездействующие нефтяные газовые скважины. или Ø Малодебитные скважины. Ø Скважины, находящиеся в аварии (слом и прихват инструмента, деформация труб эксплуатационной колонны и т. д. ).
Ø Повышение производительности малодебитных скважин или восстановление бездействующих скважин. Ø Интенсификация добычи углеводородов из малопроницаемых коллекторов. Ø Эксплуатация краевых участков месторождения. Ø Обход обводненных зон пласта. Ø Переход на нижележащие продуктивные пласты.
• Восстановить приток нефти или газа в бездействующей скважине. • Увеличить дебит нефти за счет вскрытия продуктивных пластов наклонно-направленным или горизонтальным стволом. • Уменьшить капитальные вложения на разработку месторождения за счет сокращения объема бурения новых скважин.
• Фактический геологический разрез. • Фактическая глубина. • Кровля продуктивного горизонта. • Подошва продуктивного горизонта. • Фактический дебит нефти или газа. • Уровень расположения воды. • Высота подъема цемента за стенкой скважины, качество цементирования. • Интервалы возможных осложнений. • Фактические углы искривления ствола скважины.
• Фактическая конструкция скважины. • Герметичность эксплуатационной колонны. • Проходимость сечения эксплуатационной колонны. • Установление местоположения муфт в эксплуатационной колонне магнитным локатором в интервале вырезания. • Установление толщины стенки эксплуатационной колонны в интервале вырезания.
• Проектирование и оперативное управление технологическим процессом проводки бокового ствола скважины с помощью программного обеспечения для персональной ЭВМ. • Вырезание участка эксплуатационной колонны. • Установка зарезного цементного моста или ориентируемого подвесного уипстока. • Ориентирование забойного двигателя-отклонителя в эксплуа-тационной колонне с использованием гироскопического инклинометра. • Забуривание бокового ствола с цементного моста в проектном направлении. • Проводка бокового ствола по проектной траектории с контролем параметров его кривизны. • Крепление бокового ствола и освоение скважины.
1 Боковой ствол неориентируемого типа. В большинстве случаев при ликвидации аварий в эксплуатационной колонне 2 Наклонно-направленный боковой ствол из эксплуатационной колонны малодебитной (бездействующей) скважины 3 Горизонтальный боковой ствол из эксплуатационной колонны малодебитной (бездействующей) скважины 4 Дополнительный ствол из-под башмака эксплуатационной колонны малодебитной (бездействующей) скважины
Выход из окна обсадной колонны Неориентируемое забуривание Горизонтальный вход в пласт Наклонный вход в пласт
КЛАССИФИКАЦИЯ БОКОВЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ ПО РАДИУСУ И ИНТЕНСИВНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ЗЕНИТНОГО УГЛА Большой радиус Rбольшой>191 м Rбольшой=573 м Rбольшой=286, 5 м i<3°/10 м i=1°/10 м i=2°/10 м Средний радиус 30 м≤Rсредний≤ 191 м Rсредний=120 м Rсредний=57 м 12 м≤Rмалый≤ 30 м 1, 91°/10 м≤i≤ 3°/10 м i<4, 775°/10 м i<10°/10 м Малый радиус 4, 775°/10 м≤i≤ 1, 91°/10 м Короткий радиус 6 м≤Rкороткий≤ 12 м 9, 55°/10 м≤i≤ 4, 775/10 м Rультракороткий<6 м i>9, 55°/10 м Ультракороткий радиус
РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПРОВОДКИ БС ОАО «Сургутнефтегаз Традиционно БС бурятся с интенсивностью изменения зенитного угла – 3, 5÷ 4/10 м; в отдельных случаях 7÷ 10/10 м. Импортные телесистемы производителей Halliburton, Baker Hughes, Geo. Link (Sondex), Schlumberger с обязательными показаниями естественной радиоактивности пород и их удельного сопротивления. В 1999 г. – зарезка первого пологого бокового ствола с углом входа в пласт 60°. В 2000 г. – проведено более 15 горизонтальных боковых стволов. В 2002 – 199 скважин. Всего восстановлено более 1000 скважин. Мощности ОАО «Сургутнефтегаз» : 27 бригад по зарезке боковых стволов (собственные силы) 1 бригада, специализирующаяся на бурении на депрессии (колтюбинг) 14 – Самарское ОАО «УПНП и КРС» 22 бригады по подготовительным работам Сейчас около 60 мобильных буровых установок для зарезки боковых стволов ( «Кардвел-210» ).
На Федоровском месторождении до 4÷ 5 стволов дают от 47 до 400 т нефти в сутки. В 2003 г. на Дунаевском месторождении – 5 ответвлений, кратное увеличение добычи. При зарезке БГС на биополимерном растворе дебит 2÷ 3 раза больше, чем на глинистом растворе; При зарезке на равновесии – в 4÷ 4, 5 раза выше. Юрские отложения (из непродуктивных) до 70 т/сут. (пласты ЮС-2, БС-10, месторождение Восточно-Сургутское). Вовлечены в полномасштабную разработку ачимовские отложения, а также вышележащие пласты. За десятилетие планируется провести 5600 операций по зарезке БС, получить 40÷ 45 млн. дополнительно добытой нефти, вовлечь в разработку 1 млрд. т геологических хапасов нефти на уже разрабатываемых месторождениях (при коэффициенте извлечения 0, 1 → 100 млн. т извлекаемых запасов).
ОАО «Газпром» Проведено (Западная Сибирь, Оренбург) всего 188 боковых стволов из них 112 БГС и 76 БС. В 2008 г. – 8 БГС и 11 БС. БГС проведены с интенсивностью изменения зенитного угла 2÷ 7°/10 м. ОАО «Башнефть» В ближайшие годы планируется зарезка БС в 237 скважинах. Общая стоимость проекта 22, 2 млн. дол. США. Реализация проекта обеспечит объем добычи нефти 3, 2 млн. т нефти. Стоимость 1 БС → 93 тыс. $. ОАО «Татнефть» Начиная с 2003 г. Бурится более 65 БС и БГС десятью бригадами, суммарная проходка БС составляет около 24000 м. Средняя длина БС – 370 м.
ОАО НК «Роснефть» В год проводится зарезка БС из около 200 скважин (Западная Сибирь, Самара, Удмуртия) В 2008 г. – БГС в 112 скважинах. В 2009 г. – БГС в 94 скважинах. Средний радиус, интенсивность 3°/10 м с обязательной установкой заколонного пакера. ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» Первые скважины востановленны в 2005 г. Проведены первые 16 БС. При этом новая скважина обходится в среднем до 30 млн. руб, зарезка БС - 12÷ 13 млн. руб. ОАО НК «Лукойл» В 2008 г. Проведено всего зарезок 199 из них 141 БС и 58 БГС. В Западной Сибири – 90 скв; Пермь – 22, Коми – 11, РИТЭК – 10. Подрядные работы выполняют «БКЕ» , «Петроальянс» , «НБК» . «ТНК-ВР» Планирует в 2008÷ 2009 гг. провести 320 БС.
ХМАО-ЮГРА Средний прирост добычи нефти от бурения одной горизонтальной скважины составляет – 9, 7 тыс. т; от зарезки бокового ствола – 5, 1 тыс. т; от операции ГРП – 2, 5 тыс. т. Динамика дополнительной добычи нефти за счет интенсификации добычи и методов повышения нефтеотдачи пластов Показатели 2003 2004 2005 2006 Объем МУН, тыс. скв. операций 14 18 19 20 Дополнительная добыча нефти за счет МУН, млн. т 23 27 29 31 % охвата эксплуатационного фонда 12 16 17 18 Добыча нефти, млн. т 233 255 267 276 % дополнительной добычи нефти в добыче округа 9. 9 10. 6 10. 9 11. 2 Дополнительная добыча нефти за счет бурения горизонтальных скважин и боковых стволов, млн. т 3. 2 5. 9 6. 3 6. 7 Объем бурения горизонтальных скважин и боковых стволов, скв. опер. 495 730 845 1028 % доп. добычи гориз. скв. и зарезки боковых стволов от добычи МУН 13. 9 21. 9 21. 7 21. 6
АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ БГС И БС НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ НОЯБРЬСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО РЕГИОНА Месторождения Ноябрьского нефтегазоносного района в основном приурочены к залежам нижнемеловых отложений (пласты группы БС), в ряде месторождений нефтеносными являются юрские, реже верхнемеловые и четвертичные отложения. Геологическое строение залежей характеризуется небольшими нефтенасыщенными толщинами – 5 -15 м, пористостью 18 -21%, при средней проницаемости от 0, 06 до 0, 178 мкм 2. Залежи в основном пластово-сводовые, структурно-литологические, литологическиограниченные. Значительное количество залежей подстилаются водой и имеют значения насыщенности нефти 0, 45 – 0, 65 д. ед.
ОСНОВНЫЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ВЫБОРА ПЕРВООЧЕРЕДНЫХ ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ ДЛЯ БУРЕНИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ СТВОЛОВ: Низкопроницаемые, неоднородные и терригенные коллекторы малой толщины; слоистые пласты, в которых важно обеспечить увеличение степени охвата коллектора; нефтяные, нефтегазовые и водонефтяные залежи малой толщины и площадью распространения; месторождения углеводородов на территориях с ограниченной возможностью ведения буровых работ; недонасыщенные коллектора; пласты с малым диапазоном междупластовым давлением и давлением насыщения; Выделить следующие элементы объектов разработки для бурения боковых стволов: разбуренные, заводнённые зоны разрабатываемых объектов с целью восстановления сетки скважин; краевые участки залежей новых и разрабатываемых объектов; из полностью выработанных зон в зоны с минимальными нефтенасыщенными толщинами на разрабатываемых объектах; неразрабатываемые выше- (ниже)лежащие неосновные объекты или объекты возврата; Выделить следующие группы скважин, на которых рекомендуется применение данной технологии: «сухие» (попавшие в воду) скважины на вновь разрабатываемых месторождениях; аварийные, законсервированные, малодебитные скважины на разрабатываемых месторождениях.
РЕАЛИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ БС И БГС: увеличить конечный коэффициент нефтеотдачи пластов за счёт восстановления (уплотнения) сетки скважин на любой стадии разработки; вовлечь в разработку недренируемые ранее, заводнённые, водонефтяные и подгазовые зоны залежей нефти; увеличить или приостановить темпы снижения добычи нефти; сократить расход финансовых и материальных ресурсов; существенно уменьшить расходы на экологические мероприятия; увеличить отчисления в бюджеты разных уровней, сохранить рабочие места; подтвердить инвестиционную привлекательность разработки месторождения на любой стадии.
ГОРИЗОНТАЛЬНО-РАЗВЕТВЛЕННАЯ СКВАЖИНА
СОВМЕСТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ДВУХ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ
1 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08624 -03). Утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 05. 06. 2003 г. 2 Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно-направленного или горизонтального ствола скважины (РД 08 -625 -03). Утверждена Госгортехнадзором России постановлением № 69 от 27. 12. 2002 г. Введена в действие с 01. 06. 2003 г.
1) Выбор восстанавливаемой скважины осуществляется геологическими, техническими и экономическими службами предприятий Заказчика и Подрядчика с учётом следующих сведений: - техническое состояние скважины-кандидата; - объем ремонтных работ в эксплуатационной колонне; - устьевое оборудование. 2) Отсутствие заколонных перетоков в эксплуатационной скважине: 10 м выше и 20 м ниже точки забуривания БС. 3) Удовлетворительное качество цементного моста в интервале вырезания окна. 4) Подбор скважин-кандидатов с применением компьютерного моделирования процесса разработки залежей или участков залежей. 1 2 Схемы заканчивания: (Выбор схемы исходя из геологических факторов продуктивного пласта) - открытый ствол; - фильтр без цементирования; - сплошное цементирование; - манжетное цементирование
Аварийные скважины с невыработанными запасами 1 углеводородов. (Бурение БС осуществляется в рамках существующего проекта на строительство эксплуатационной скважины) а) Программы бурения БС. б) Планы работ (забуривание, бурение, крепление и освоение). 2 Фонд пробуренных бездействующих или малодебитных скважин с остаточными запасами нефти Рабочий проект, согласованный и утверждённый согласно правил безопасности ПБ 08‑ 624‑ 03 На одной площади (месторождении) – групповой рабочий проект: -разница глубин вырезаемого окна не более 300 м; -разница длин БС не более 300 м Бурение отдельного БС – индивидуальный рабочий проект (БС в условиях с АВПД и в осложнённых условиях бурения )
- месторождение (площадь); - альтитуда устья; - магнитное склонение местоположения скважины; - инклинометрия ствола скважины; - конструкция скважины; - проектная глубина: (по вертик. ; по стволу); - вид бокового ствола (наклонный, горизонтальный); - рекомендуемый интервал забуривания БС; - длина горизонтального участка БС; - зенитный угол и азимут БС в точке входа в продуктивный пласт; - максимальный ЗУ БС; - допустимое изменение азимута; - минимальный радиус кривизны БС; - глубина по вертик. кровли продуктивного пласта; - значения коридора допуска для проводки гориз. уч-ка; - величина репрессии на пласт; - мощность продуктивного горизонта; - градиенты давлений ниже точки забуривания БС; -отклонение от вертикали точки входа в кровлю продуктивного (базисного) пласта; - наличие (отсутствие) давления в межколонных пространствах; - наличие заколонных перетоков в рекомендуемом интервале забуривания БС (10 м выше и 20 м ниже точки забуривания); - состояние обсадной эксплуатационной колонны; - состояние цементного камня за обсадной эксплуатационной колонной; - способ бурения; - вид привода; - тип мобильной буровой установки; - максимальная масса колонны: (обсадной (хвостовика); бурильной); - тип установки для испытания; -структура и литология разреза в интервале забуривания и бурения БС; - глубины газо-водо-нефтяного контакта; - возможные осложнения в интервале бурения БС; -продолжительность цикла восстановления скважины методом бурения БС: ( а) строительно-монтажных работ; б) подготовительных работ к бурению; в) бурения и крепления; г) испытания скважины в эксплуатационной колонне); - схема заканчивания БС и способ его крепления.
1 2 3 Вырезание участка эксплуатационной колонны и забуривание БС с зарезного цементного моста Вырезание бокового «окна» в эксплуатационной колонне и забуривание БС с клина-отклонителя Забуривание БС из-под башмака эксплуатационной колонны Выбор схемы забуривания БС определяется геологическими условиями и технико-технологическими возможностями предприятия Подрядчика, который осуществляет бурение бокового ствола
Технические требования к вскрытию продуктивного пласта БС (форма, протяженность и положение в продуктивном пласте, интервалы перфорации или установки фильтров) определяются следующими условиями: • Нефтеносной толщей продуктивного пласта. • Глубиной водонефтяного контакта (ВНК). • Глубиной газонефтяного контакта (ГНК). • Характером коллектора (монолитный, слоистый). • Проницаемостью коллектора. • Наличием непроницаемых прослоек в нефтенасыщенной части продуктивного пласта. • Наличием контакта нефтенасыщенной части продуктивного пласта с газом и водой.
Проектный профиль БС должен обеспечить: - возможность заканчивания БС по различным схемам; - проведение навигационных измерений в процессе бурения с помощью телесистемы; - геофизические исследования горных пород; - заданные отклонения от вертикали при минимальной длине БС; - свободное прохождение КНБК и буровых навигационных систем через интервал забуривания; - вскрытие продуктивного пласта с заданными значениями зенитного угла и азимута; - предупреждение пересечения БС с соседними скважинами.
Схемы заканчивания боковых стволов Открытый ствол Спуск хвостовик без цементирования Спуск фильтра и с цементированием
1 2 Выбор наземного оборудования Вырезание обсадной колонны 1) Выбор буровой установки (подъёмного агрегата) 2) Выбор бурового насосного комплекса 7 1) Спуск и установка клина-отклонителя 2) Вырезание бокового окна в обсадной колонне с клина-отклонителя 3) Вырезание части обсадной колонны 8 Установка моста Оснащенность буровых установок (подъемных агрегатов) 3 Оборудование устья скважины 4 Схема размещения наземного оборудования 5 9 Исследование скважины перед проведением работ по бурению бокового ствола Подготовка скважины забуриванию бокового ствола цементного Технология бурения бокового ствола 10 6 зарезного к 11 1) Забуривание БС с зарезного цементного моста 2) Бурение бокового ствола 3) Отклоняющие КНБК 4) КНБК для бурения прямолинейных интервалов 5) КНБК неориентируемого типа для уменьшения ЗУ 6) КНБК для проводки горизонтального участка Технология горизонтального ствола проводки участка бокового Требования к бурильным трубам
1 Гидравлическая программа бурения скважины 2 Реологические параметры бурового раствора 3 Тип и рецептура бурового раствора Основными факторами при выборе гидравлической программы, типа и реологических свойств промывочной жидкости являются: - очистка горизонтального ствола от шлама; - предупреждение гидроэррозии стенки ствола; - обеспечение устойчивости стенки ствола; - минимальное загрязнение продуктивного пласта; - возможность регулирования количества твердой фазы; - смазывающая способность.
1 Крепление хвостовика без цементирования 2 Крепление хвостовика с манжетным цементированием 3 Крепление хвостовика с прямым цементированием по всей длине 4 Требования к обсадным трубам и порядок расчета обсадных труб 5 Технологическая оснастка хвостовика 6 Подготовка бокового ствола скважины к спуску хвостовика 7 Требования к тампонажным системам и материалам
ПРЕИМУЩЕСТВА: НЕДОСТАТКИ: ПРЕИМУЩЕСТВА: 1. Высокая точность ориентирования за счёт исключения скру-чивания бурильной колонны. 1. Высокая вероятность аварии при работе с клином 1. Из 1 -го «окна» можно пробурить несколько боковых стволов в разных направлениях. 2. Возможность исполь-зования роторного спо-соба бурения. 3. Небольшой объём фрезеруемого металла 4. Вырезание одновременно нескольких колонн 2. Большая металлоем-кость конструкции клина. 3. Для забуривания каждого следующего бокового ствола нужно вырезать новое «окно» . 4. Сложная подготовка скважины к спуску клина и высокие требования к состоянию обсадной колонны 2. «Окно» можно использовать многократно 3. Не требуется специальное технологическое оборудование (клин, пакер и т. д. ). 4. Исключаются осложнения при спускоподъёмных операциях. 5. В случае неудачи можно повторить забуривание. НЕДОСТАТКИ: 1. Большие затраты времени на вырезание (необходимо вырезать не менее 7 -8 м. обсадной колонны). 2. Сложность ориентирования и управления отклонителем на больших глубинах.
Плоский Пространственный
Профиль БС № 1 Формулы для расчета профиля БС: H – H 1 - R 2 (sin a 2 - sin a 1)=0 (1) A - R 2 ( cos a 1 - cos a 2)=0 (2)
Профиль БС № 2 Формулы для расчета профиля БС: H – H 1 = R 2 (sin a 2 - sin a 1) + R 3 (sin a 3 - sin a 2) (3) A = R 2 (cos a 1 - cos a 2) + R 3 (cos a 2 - cos a 3) (4)
Профиль БС № 3 Формулы для расчета профиля БС: H – H 1 = R 2(sina 2 - sina 1) + L cosa 2 (7) A = R 2 (cosa 1 - cosa 2) + L sina 2 (8)
Профиль БС № 4 Формулы для расчета профиля БС: H – H 1 = R 2 (sin a 2 - sin a 1) - R 3 (sin a 3 - sin a 2)+ L cosa 2 (5) A = R 2 (cos a 1 - cos a 2) - R 3 (cos a 2 - cos a 3) + L sina 2 (6)
Профиль горизонтального участка БС
0 1 X (восток) Боковой ствол 2 Основной ствол Z (вертикаль) а) Y (север) 3 4 0 1 Боковой ствол 2 X (восток) 3 Основной ствол Z (вертикаль) б) 0 X (восток) 1 Боковой ствол 2 4 Основной ствол Z (вертикаль) в) Типовые проектные профили бокового ствола пространственного типа а) БС с пространственным участком забуривания; б) БС с пространственным участком входа в продуктивный пласт; в) БС с 2 -мя пространственными участками: забуривания и входа в пласт. 3 4
Расчет минимального радиуса кривизны
Пример БС на месторождении «Белый Тигр»
Способы вырезания ОК Вырезание окна с уипстока Вырезание ОК по периметру
ТЕХНОЛОГИЯ ВЫРЕЗАНИЯ ЧАСТИ ОК
1 Вырезающее устройство для фрезерования ОК по всему сечению 2 Забойный двигатель-отклонитель для бурения БС 3 Зарезные и обычные шарошечные и алмазные долота 4 Малогабаритные инклинометры магнитными датчиками азимута 5 Телеметрическая система и диамагнитная труба 6 Скважинные фильтры на хвостовики 7 Технологическая оснастка для крепления хвостовиков (башмаки, обратные клапаны, центраторы и т. д. ) с гироскопическими и
Краткая спецификация на самоходные буровые установки фирмы «IRI» Грузоподъемность буровой, т 125 100 80 Серия 750 400 300 Применение бурение ремонт освоение Мощность, л. с. (к. Вт) Количество двигателей 800 (600) 2 500 (375) 1 360 (270) 1 Грузоподъемность мачты, т (API 4 F) Высота мачты, м 125 (160) 35, 6 100 (125) 32, 3 80 (100) 29, 3 есть 6 х 5 есть 5 х 4 есть О/Д 18, 5 механический О/Д 18, 5 гидравлический, механический Наружные оттяжки Оснастка талей Стойки для низких температур Тип лебедки (О – однобарабанная, Д - двухбарабанная) Грузоподъемность одной тали, т Тип вращательного привода
Краткая спецификация на самоходные буровые установки фирмы «IDECO» Длина ширин а высот а Высот а мачты, м 3 4 5 6 7 8 329 36, 8 16, 7 2, 5 4, 0 29, 4 89, 0 DIR 5000 375 46, 0 17, 7 2, 5 31, 8 92, 8 DIR 7000 750 (2 агрег. ) 56, 0 19, 5 3, 0 4, 0 33, 8 115, 0 DIR 800 882 (2 агрег. ) 62, 5 19, 8 3, 0 4, 0 34, 1 158, 3 DIR 900 950 (2 агрег. ) 69, 6 19, 8 3, 0 4, 0 34, 1 200, 0 Тип Мощность, л. с. Средн. вес, т 1 2 DIR 3000 Габаритные размеры, м 4, 0 Грузоподъемность мачты, т
Вырезающие устройства
Расширители раздвижные
Отклоняющие КНБК Бурильные трубы Бурильные труб Телесистема Центратор ВЗД Кривой переводник Долото ВЗД Кривой переводник Центратор Долото
Схемы КНБК для бурения горизонтального участка Бурильные трубы Телесистема ДУБТ Центратор ВЗД ДР Центратор ВЗД Кривой переводник Центратор Долото
Технические характеристики ВЗД для бурения БС и ремонта скважин НПО «Буровая техника» -БИ ВНИИБТ
Технические характеристики ВЗД Power. Pak Шифр Модель Наружный диаметр, мм Число заходов, ротор/ста-тор Число витков Расход жидк. , л/с Мах расход с байпасом л/с Частота вращ. , об/мин Крут. момент, Н·м Перепад давл. , МПа Мах мощн. , к. Вт Маслонаполненная опора А 313 SP 79, 4 5: 6 3, 5 5 -10, 1 175 -350 732 3 26, 8 А 350 SP SP 88, 9 4: 5 7: 8 5, 0 3, 0 1, 9 -6, 9 10, 1 95 -350 48 -165 692 786 4 2, 3 24, 6 12, 7 А 475 SP SP XP GT SP 120, 6 120, 6 1: 2 4: 5 5: 6 7: 8 3, 0 3, 5 6, 0 8, 3 2, 2 6, 3 -12, 6 6, 3 -15, 8 22 22 225 -435 105 -260 55 -135 570 1464 2644 3797 1627 2, 1 2, 7 4, 8 7, 2 1, 6 25, 4 38 69, 4 96, 9 19, 4 180 -640 210 4, 96 13, 4 Проточная опора A 213 XP 54 5: 6 6, 0 1, 3 -3, 2 SP SP XP SP SP AD XC XC XF 60, 3 73 73 79, 4 5: 6 5: 6 7: 8 7: 8 2, 5 3, 5 5, 2 3, 3 7, 0 3, 2 3, 7 2, 0 2, 9 2, 0 1, 3 -3, 2 1, 3 -5 1, 9 -5, 7 2, 5 -7, 6 3, 8 -11, 3 3, 8 -7, 6 0 -7, 6 3, 8 -7, 6 8, 2 160 -395 160 -590 160 -395 115 -465 125 -375 140 -425 130 -390 230 -460 122 224 292 237 542 305 461 542 190 312 190 1, 79 3, 03 4, 24 2, 48 5, 86 2, 41 3, 17 2, 27 1, 48 2, 31 1, 48 4, 5 13, 4 11, 2 26, 1 11, 2 20, 1 20, 5 7, 5 12, 7 7, 5 A 350 SP SP 88, 9 4, 5 7: 8 5, 0 3, 0 1, 9 -6, 9 95 -350 45 -165 692 786 4, 0 2, 27 24, 6 12, 7 A 375 XC XC XF 95, 2 7: 8 2, 0 3, 5 2, 0 8, 2 -12 1, 9 -12 8, 2 -12 10, 1 240 -355 393 786 393 1, 48 2, 82 1, 48 11, 6 26, 1 11, 6 A 475 SP SP XP GT SP 120, 6 120, 6 1: 2 4: 5 7: 8 3, 0 3, 5 6, 0 8, 3 2, 2 6, 3 -12, 6 6, 3 -15, 8 225 -435 105 -260 55 -135 570 1464 2644 3797 1627 2, 14 3, 14 4, 82 7, 23 1, 58 25, 4 38 69, 4 96, 9 19, 4 A 238 A 278 A 313 22 22
Технические характеристики ВЗД Sperry Drill Скорость вращения долота, об/мин Макс. крутящий момент, Н м Перепад давления, МПа Заходность винтовой пары Длина с регулируемым корпусом, м Наружный диаметр, мм Диаметр скважины, мм Производительн ость насосов, м 3/с (х10 -3) 1 2 3 4 5 6 7 8 44, 45 47, 625 -69, 85 0, 63 -1, 26 620 -1240 0, 03 3, 96 1/2 3, 75 44, 45 47, 625 -69, 85 0, 63 -1, 26 310 -620 0, 03 1, 96 1/2 3, 75 60, 325 73, 025 -88, 9 1, 26 -3, 15 550 -1375 0, 13 6, 03 1/2 4, 88 60, 325 73, 025 -88, 9 1, 26 -3, 15 274 -685 0, 11 3, 03 1/2 4, 88 60, 325 73, 025 -88, 9 1, 26 -3, 15 160 -400 0, 15 2, 62 5/6 3, 38 85, 725 98, 425 -120, 65 1, 26 -6, 30 195 -650 0, 38 4, 72 1/2 7, 25 85, 725 98, 425 -120, 65 1, 89 -6, 93 98 -360 0, 76 5, 0 4/5 5, 64 85, 725 98, 425 -120, 65 1, 82 -6, 93 48 -176 0, 94 3, 31 7/8 5, 64 92, 075 101, 6 -149, 225 5, 04 -8, 83 242 -565 0, 50 3, 79 1/2 7, 22 92, 075 101, 6 -149, 225 5, 04 -10, 09 128 -256 1, 06 5, 31 4/5 6, 07 92, 075 101, 6 -149, 225 5, 04 -10, 09 68 -136 1, 33 2, 58 7/8 6, 07 120, 65 149, 225 -200, 025 6, 30 -12, 61 225 -450 0, 60 2, 62 1/2 7, 1 120, 65 149, 225 -200, 025 6, 30 -15, 77 105 -262 1, 64 3, 44 4/5 6, 37 120, 65 149, 225 -200, 025 6, 30 -15, 77 56 -140 1, 99 2, 48 7/8 6, 37
Зарезные и обычные шарошечные и алмазные долота а б Рис. 2. 6. Шарошечные долота: а – с фрезерованным вооружением; б - с твердосплавным вооружением а б в г Рис. 2. 7. Безопорные долота: а – из натуральных алмазов; в – импрегнированное; б – PDC; г – бицентричное.
Рекомендуемые соотношения элементов КНБК для бурения второго ствола Бурильные трубы УБТ ДУБТ (телесистема) Центратор ВЗД Центратор Долото
Калибраторы и стабилизаторы используются в качестве элемента компоновки нижней части бурильной колонны, изготавливаются со спиральными и прямыми лопастями. Наши калибраторы и стабилизаторы отличаются повышенной прочностью, а также выгодно отличаются вооружением лопастей, обеспечивающих их равностойкость и сохранение центрирующих свойств до полного износа вооружения. По дополнительным требованиям Заказчиков могут быть поставлены и другие типоразмеры Типоразмеры Наружный Длина диаметр, общая, мм мм Длина лопастей, мм Maсса, кг 5 КС-139, 7 410 360 40 5 КС-215, 9 ст 215, 9 432 361 90 КЛС-139, 7 1100 411 80 КЛС-215, 9 1100 517 170 КС-215, 9 1100 517 120 9 КП-215, 9 мст 215, 9 660 220 59 10 КСИ-215, 9 1100 517 160
Малогабаритные инклинометры с гироскопическими и магнитными датчиками азимута
Телеметрическая система ЭТО-2 М 2 (ЭТО-2 М) Электропроводная линия связи. Параметры забойного модуля (D = 36 мм): Параметр ЭТО-2 М 2 Диапазон Погрешность Зенит. угол Отклонитель Глубина ЭТО-2 М Ед. измерения Градус м 0 – 180 ± 180 5500 ± 0, 5 ± 1% Состав ЭТО-2 М 2 (ЭТО-2 М): - забойный модуль диаметром 36 мм, спускаемый на геофизическом каротажном кабеле (ЭТО-2 М 2 одножильный, ЭТО-2 М – трёхжильный) ; - наземный регистрирующий и отображающий комплекс (ЭТО-2 М 2 -ноутбук); - технологическая оснастка, включающая: устройство ввода кабеля УВК различных размеров, ориентирую-щего переводника ОП различных диаметров, устройств защиты кабеля УЗК, продавочного устройства УП, направляющего ролика РЦК и др. принадлежностей для безопасной работы кабеля. В состав ЭТО-2 М 2 дополнительно входит глубиномер. Предназначены для измерения и передачи параметров при бурении направленных скважин и боковых стволов. С использованием телесистемы ЭТО-2 М пробурены более десяти боковых стволов и направленных сква-жин, в т. ч. 1 -й боковой ствол в Новом Уренгое (1992 г. )
Диапазон измерения ЭТО-4, ЭТО-4 Т Зенит. угол, град. 0 -180 Наименование параметра Погрешность ± 0, 5° Угол уст. отклонителя, гр 0 – 360 ± 1° Азимут магнитный, град. Азимут отклонителя, град Т (°С) внутри заб. модуля 0 – 360 0 - 360 ± 1° 0 - 120 ± 2 ° Гамма излучение мк. Р/час 5 - 200 ± 12 ° Осевая нагрузка, к. Н Крутящий момент Н*м 0 – 5000 ± 5° Давл. внутритрубное, МПа 0 – 120 ± 1° ЭТО-4 Т Обороты вала забойного двигателя, об/мин. ± 1° СОСТАВ КОМПОНОВКИ ТЕЛЕСИСТЕМЫ ЭТО-4 • устройство наземное измерительное УНИ; • выносное табло бурильщика ВТБ; • токоприемник; • труба ведущая с кабельной секцией; • клапан обратн. шаровый КОШ ( 102, 114, 127, 140) мм Напряжение питания УНИ и ВТБ, В 220. 40; • кабельная линия связи КЛС; Частота питающей сети, Гц - 50 2; • устройство глубинное измерительное УГИ (95, 108, 127, Потребл. мощн. УНИ и ВТБ, ВА не б. - 60; 172, 190, 215) мм; Потребл. мощность УГИ, ВА не более - 2, 4. • переводник стыковочный ПС(102, 114, 127, 140) мм
Телеметрическая система измерения во время бурения с гидравлическим каналом связи MWD System MWDQ 55 -1 Becfield Телесистема обеспечивает: Измерение азимута скважины от 0 -359. 9 +/-1 Измерение зенитного угла от 0 до 179. 9 с основной +/-0. 1 погрешностью Измерение угла положения отклонителя от 0 до +/-1 359. 9 с основной погрешностью Температура в С (макс. 150) +/-2 Сила гравитационного поля в мд (1 д=9. 81 м/с2< -(0> +/-3. 0 Сила магнитного поля в м. Гаусах (0 - 1000) +/-2, 0 Угол простирания магнитного поля в градусах (-90 +/-0, 1 до +90) Условия эксплуатации (Рабочие параметры): температура максимальная 150 С (300њF) допускаемое давление 1000 бар (15. 000 psi) на корпус допускаемая вибрация 30 гр. при частоте 50 -500 Гц допускаемая ударная нагрузка 1000 гр. 0. 5 мсек. при 125 С Состав телесистемы: • Забойная часть телесистемы; • Наземное приёмно-регистрирующее устройство (PC IBM совместимое); • Дистанционный манометр (дополнительное оборудование); • Дисплей у поста бурильщика (дополнительное оборудование); Габариты и масса (Забойный инструмент): 7272 мм (только МВД); 8958 мм (МВД с Длина (без башмака и удлинения) датчиком) 67 мм (у пульсатора); 57 мм (остальной Диаметр корпуса корпус) Масса около 80 кг транспортабельный, защищённый ящик Наземное приёмно-регистрирующее устройство габаритом 540 х570 мм
КНБК для бурения скважин по малому радиусу
Пакеры гидравлические ГПУ и ППДС ПАКЕР ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ГПУ Гидравлические пакерующие устройства (поинтервальные пакеры) типа ГПУ предназначены для: -поинтервальных опрессовок обсадных колонн с целью обнаружения интервалов негерметичности и восстановлению их герметичности методом закачки в эти интервалы изоляционных материалов; -селективной закачки тампонажных материалов в заданные интервалы приствольной зоны скважины при ремонтно -изоляционных работах по ликвидации заколонных водо-нефтегазоперетоков и по ограничению водопритока в скважины; -поинтервальныесоляно-кислотные ОПЗ. Параметры Пакер ППДС предназначен для защиты обсадных колонн при закачке жидкости и газожидкостных смесей в нагнетательные скважины и при ГРП. Пакер (1) поставляется в комплекте с якорем (2) и по заявкам Заказчиков с клапаном циркуляционным, который устанавливается выше якоря (2) для: - закачки нефти в межколонное пространство после установки пакера; - глушения скважины перед съемом пакера. Пакер устанавливается в скважине при создании в НКТ избыточного давления после пуска шара диаметром 35 -38 мм в НКТ, который падает на срезное седло в переводнике 3. Конструкция пакера предусматривает: - допакеровку уплотнительных манжет (4) при разгрузке части веса НКТ на шлипсовый узел (5) пакера, после гидравлической посадки пакера; - промывку межколонного пространства над пакером через отверстия (6) после среза винтов (7) при натяжении НКТ перед извлечением пакера из скважины. Наименование Шифр устройства ППДС-146 ППДС-168 Диаметр эксплуатационной колонны, мм 140, 146 168 Наружный диаметр пакера (по уплот. манжетам), мм 122(118) 144(140) Наружный диаметр пакера (по корпусу), мм 116 136 Длина пакера, мм 1500 1540 Масса пакера (без якоря), кг 55 75 Максимальный перепад давлений на уплотнительные элементы пакера, МПа 50 50 Рабочая температура, ° С 100 Шифр устройства ГПУ-146 ГПУ-168 Диаметр эксплуатационной колонны, мм 140, 146 168 Наружный диаметр устройства, мм 118; 122 140; 144 2500 Длина, мм ПАКЕР ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ППДС Максимальный перепад давлений на уплот. узлах устройства, МПа 50 Рабочая температура, ° С 120 50 120
Гидравлический нагружатель - МПД-95 представляет собой телескопическую систему, установленную над гидравлическим забойным двигателем. Осевая гидравлическая нагрузка действуя на поршень нагружателя и далее на забойный двигатель и долото, образуется за счет перепада давлений в забойном двигателе и долоте. При выработке забоя на величину хода поршня в системе формируется импульс падения давления, что свидетельствует о необходимости подачи инструмента на величину хода поршня нагружателя. Назначение: Для обеспечения равномерной подачи долота и поддержания стабильным режима бурения горизонтальных и наклонно-направленных скважин. Основные технические характеристики МПД-95 Диаметр корпуса, мм Длина, мм Присоединительные резьбы - бурильным трубам - к двигателю Масса, кг Конструктивные и расчетные параметры: - рабочий ход, мм - осевая нагрузка при общем перепаде давления 6 -10 МПа - максим. усилие растяжения/усилме сжатия , к. Н - 95 - 900 - З-76 - 35 - 300 – 23, 1 -38, 5 - 330/180
Гидравлические ясы (ударные механизмы) предназначены для предотвращения и ликвидации прихватов бурового инструмента в бурящихся Типоразмер яса скважинах ударами, направленными вверх или вниз, в Параметры ГУМ-90 ГУМ-105 ГУМ-115 ГУМ-127 ГУМ-162 ЭГУМД-127 IIЯГ-165. 000 ЭГУМД-195 зависимости от сборки механизма. Наибольшая Диаметр наружный, мм 91 104 115 127 164 127 165 195 эффективность 24 применения 38 ясов достигается при Диаметр внутренний, мм 24 25 50 38 50 71 включении их постоянно в компоновку низа бурильной Длина, мм 2755 2354 2905 2319 4420 3502 5530 Максимальный удар, к. Н 1250 2050 2500 3500 2400 3500 5200 колонны. Масса, кг 115 125 140 240 300 365 425 950 Присоединительная резьба, верх муфта 3 -73 3 -86 3 -88 3 -108 3 -133/3 -147 3 -108 3 -133 3 -147 Присоединительная резьба, низ ниппель 3 -73 3 -86 3 -101 3 -108 3 -133/3 -147 3 -108 3 -133 3 -147 Диаметр проходного канала, мм 24 24 25 38 50 71 Допустимый крутящий момент, к. Н. м 10 10 26 25 40 25 50 71
Устройства для спуска и цементирования хвостовиков УСЦХ Шифр устройства Диаметр хвостовика, мм Диаметр обсадной колонны, мм Диаметр бурильной колонны , мм Способ цементирования УСЦХ. 140 -1, (2) 140 219, 245 102, 114 Манжетный, с пакером ПДМ-140 УСЦХ. 140 -3, (4) 140 219, 245 102, 114 сплошной УСЦХ. 146 -1, (2) 146 219, 245 102, 114 Манжетный, с пакером ПДМ-146 УСЦХ. 146 -3, (4) 146 219, 245 102, 114 сплошной УСЦХ. 168 -1, (2) 168 245 114, 127 Манжетный, с пакером ПДМ-168 УСЦХ. 168 -3, (4) 168 245 114, 127 сплошной УСЦХ. 178 -1, (2) 178 245 114, 127 Манжетный, с пакером ПДМ-178 УСЦХ. 178 -3, (4) 178 245 114, 127 сплошной
Устройство типа ПМПЦ для спуска, цементирования и подвески хвостовиков Устройства типа ПМПЦ предназначены для спуска, цементирования и подвески хвостовиков в нижней части эксплуатационной колонны при креплении бокового или дополнительного ствола скважины. Хвостовик с технологической оснасткой на его нижнем конце и устройством на верхнем конце спускается в скважину на бурильных трубах диаметром 89 мм. Конструктивная надежность устройства сочетается с технологичностью его применения при спуске, цементировании и подвеске хвостовика при креплении скважины. Применение устройства особенно эффективно при креплении хвостовиками дополнительных стволов скважин. Устройство типа ПМПЦ разработано и выпускается для хвостовиков диаметром 101, 6 и 114, 3 мм. 1 - корпус; 2 - уплотнительный элемент; 3 - плашки; 4 - уплотнительные кольца; 5 - впускной клапан; 6 - нижний переводник; 7 - левый переводник; 8 - срезной винт; 9 - подвесная пробка; 10 - заглушка; 11 - заглушка; 12 - продавочная пробка; 13 - разделительная пробка; 14 - патрубок со “стоп” кольцом. Диаметр хвостовика оборудуемого устройства, мм Диаметр обсадной колонны, в которой устанавливается устройство, мм Наружный диаметр устройства, мм Внутрений диаметр устройства (без учета левого переводника), мм ПМПЦ-102/168 101, 6 168, 3 136 ПМПЦ-114/168 114, 3 168, 3 ПМПЦ-114/178 114, 3 177, 8 Шифр устройства Длина устройства в рабочем положении, мм с левым переводником без левого переводника 90 1080 805 140 98 1080 805 146 98 1080 805
Заколонные пакеры, пакеры манжетного цементирования, устройства ступенчатого цементирования для эксплуатационных колонн 140, 146, 168 мм Рис. 1. Заколонный пакер ПЗРП Рис. 2. Пакер манжетного цементирования ПДММ Рис. 3. Устройство ступенчатого цементирования Назначение: 1. Заколонный пакер ПЗРП предназначен для обеспечения надёжной изоляции продуктивного пласта от других пластов – коллекторов, содержащих газ или воду. 2. Пакер манжетного цементирования ПДММ предназначен для изоляции всего продуктивного интервала скважины от вышерасположенного заколонного пространства в процессе её манжетного цементирования через циркуляционный клапан пакера. 3. Устройство ступенчатого цементирования – для двухступенчатого цементирования скважин при их креплении эксплутационными колоннами.
Выполнение операций по установке уипстока на мостовую пробку и процесс вырезания окна в ОК
Выполнение операций по установке уипстока на пакер и процесс вырезания окна в ОК
Система для вырезания окна в ОК
Система Window. Master
Система Window. Master
Комплект фрез для вырезания окна в обсадной колонне: КФ-119, КФ-124, КФ-142, КФ-151 для ОК соответственно: 140, 146, 168, 178 мм Резьбы: З-76, З-88, З-88. Частота вращения от 30 до 120 об/мин. Cостав: Комплект фрез состоит из стартового фреза, оконного (торцевого) фреза и арбузообразного (калибровочного) фреза. Назначение: - Стартовый фрез предназначен для спуска клина - отклонителя и начального фрезерования "окна"; - Оконный фрез предназначен для прорезания "окна"; - Арбузообразный фрез предназначен для колибрования окна. Подготовка изделия к работе: 1. Перед началом работ производится внешний осмотр фрез (стартовый, оконный и арбузообразный), проверяется наличие консервирующей смазки, отсутствие забоин и задиров на резьбовых соединениях; 2. Производится стыковка стартового фреза с клином отклонителем; 3. Производится сборка вырезающей компоновки в составе оконного фреза и арбузообразного фреза (двух арбузообразных фрез).
Клин - отклонитель Типы: КОП – 112 П, 115 М, 115 П, 115 С, 135 М, 135 С, 140 М (П-разборный, М-модернизированый узел крепления со спусковым устройством или стартовым фрезом, С-разборный и при установке изгибается и прилегает к поверхности ОК). Назначение: Предназначен для обеспечения необходимого отклонения фрезеров - райберов от оси основного ствола скважины при прорезании "окна" в эксплуатационной колонне диаметром 139, 7; 146; 168; 177, 8 мм, а также для отклонения режущего и бурильного инструмента при забуривании и бурении дополнительного ствола через обсадную колонну в скважине. Клин - отклонитель после спуска остается в скважине постоянно. Устройство и принцип работы: Клин - отклонитель состоит из желоба с отклоняющей плоскостью с углом наклона 2, 5° и узла фиксации клина - отклонителя в обсадной колонне. Спуск клина - отклонителя в скважину производится на инструменте одновременно со стартовым фрезером или при помощи спускового устройства. При необходимости, клин - отклонитель ориентируется по азимуту. После посадки клина – отклонителя на забой, весом бурильного инструмента (2, 5 тн) срезается стопорный штифт в узле фиксации клина - отклонителя. Плашка, перемещаясь по пазам, выходит из узла фиксации и врезается в стенку обсадной колонны, расклинивает узел фиксации внутри колонны, тем самым удерживая клин отклонитель от проворота. При дальнейшем увеличении нагрузки на клин отклонитель (до 10 тн), происходит отсоединение его от стартового фреза, после чего, при вращении инструмента производится начальное фрезерование обсадной колонны. При использовании спускового устройства после отсоединения клинаотклонителя производится подъем инструмента. Далее с помощью оконного фреза и арбузообразного фреза производится вырезка «окна» в колонне и его калибрование. Потом со сменой компановки ведётся бурение дополнительного ствола.
КЛАССИФИКАЦИЯ TAML
Уровень 1 - Открытый ствол Преимущества: • Бюджет • Стабильны в твердых породах Недостатки: • Нестабильны в рыхлых породах • Ограниченный межремонтный период • Нет 100% захода в боковые стволы • Перетоки • Контроль обводнения • Ограниченные возможности ремонта • Ограниченные возможности заканчивания
Уровень 2 - Обсаженный основной ствол Преимущества • Бюджет • Репер глубины • Более двух стволов • Контролируемый доступ в боковые стволы Недостатки • Рыхлые пласты • Плохо применимо в новых скважинах • Перетоки • Контроль обводнения • Ограниченные возможности ремонта • Ограниченные возможности заканчивания
Уровень 3 – Обсаженный ОС, обсаженный но не цементированный БС Преимущества • Рентабельно • Новые и существующие скважины • Репер • Более двух боковых стволов • Заход в боковой ствол • Механическое крепление окна Недостатки • Возможные перетоки • Ограниченные возможности ремонта
Уровень 4 - Обсаженные и цементированные стволы Преимущества • Рентабельно • Новые и существующие скважины • Более двух боковых стволов • Заход в боковой ствол • Для всех пластов Недостатки • Возможные перетоки • Ограниченные возможности ремонта
Уровень 5 - Гидравлическая изоляция при помощи внутрискважинного оборудования Преимущества • Новые и существующие скважины • Репер • Заход в боковой ствол • Крепление ствола • Для всех типов пластов Недостатки • Ограниченные возможности ремонта
Уровень 6 - Гидравлическая изоляция при помощи обсадной колонны Преимущества • Заход во все стволы • Крепление и изоляция стволов • Для всех пластов • Неограниченные возможности заканчивания Недостатки • Ограниченные перепады давления • Скважины большого диаметра
Структура формулы уровня сложности соединения БС
Крюк подвеска 3 -го уровня • • • Спуск крюка-подвески на стандартном спусковом инструменте Крюк-подвеска является частью бокового хвостовика (не требует дополнительных спусков) Крюк-подвеска самостоятельно ориентируется в окне (не требуется использование телеметрии или гироскопа) Доступ к обоим стволам без дополнительного фрезерования или разбуривания
Технология заканчивания бокового ствола (крюк подвеска 3 -го уровня) Спуск хвостовика в боковой ствол без цементирования 1) Извлечение уипстока; 2) Сборка и спуск в боковой ствол компоновки хвостовика с крюк -подвеской 3 -го уровня; Крюк-подвеска 3 -го уровня • Позволяет заход в боковой ствол путём блокирования основного ствола. Простая и надёжная цанговая защёлка с фиксацией 900 кг и освобождением 5500 кг. • Два различных отклонителя для верхнего и нижнего крюков-подвесок. • Заход в основной ствол за счёт искривления скважины и силы тяжести.
Два боковых ствола 3 -го уровня
Технология заканчивания бокового ствола Спуск хвостовика в боковой ствол и цементирование 1) Извлечение уипстока; 2) Сборка и спуск в боковой ствол компоновки хвостовика с крюк-подвеской 4 -го уровня; 3) Цементирование. Крюк-подвеска 4 -го уровня
Необходимость и способы повторного входа Необходимость повторного входа в боковой или основной стволы обусловлена обеспечением дальнейшей эксплуатации и капитального ремонта скважин. Способы повторного входа: 1. Способ с использованием специального дивертера устанавливаемого в крюкеподвеске. 2. Для доступа в боковой ствол с рабочим основным стволом - использование извлекаемого клина-отклонителя. 3. Для доступа в боковой ствол с ликвидированным основным стволом использование неизвлекаемого клина-отклонителя. 4. Использование кривой трубы, устанавливаемой в нижней части спускаемого инструмента.
Многозабойная скважина, 2 -й уровень заканчивания (Вирджиния, США) Дата заканчивания: September 2003 Тип скважины: газовая Размеры системы MLT: 7” Latch. Rite® Уровень заканчивания по TAML: 2 Число стволов: 5 Обсадная колонна: 55 трубок диаметра 7 5/8” 29. 7# P 110 переходящие на 2 трубки диаметра 7” 26# P 110 выше окна и 7 трубок диаметром 7” 26# P 110 ниже окна Глубина зарезки: 2419 ft поинструменту, 80 градусов Интенсивность набора угла: большой радиус Диаметр бокового ствола: 4. ” Открытый ствол Длинна БС: 1500 ft-2600 ft Описание заканчивания: Открытые стволы без обсадки Halliburton Products & Services: операции по строительство многозабойных скважин, цементированию и добывающему оборудованию. Результаты проекта: Впервые была пробурена скважина на воздухе. Угольный пропласток составлял 19 ft. Была необходима высока точность для вскрытия желаемых объектов.
Многозабойная скважина, 2 -й уровень заканчивания (Бразилия) PROJECT OBJECTIVE: PRODUCTION IMPROVEMENT, LAYOUT FLEXIBILITY PROJECT DETAILS: WELL COMPLETION DATE: MARCH 2002 WELL TYPE: OIL PRODUCER (LOW PRESSURE RESERVOIR) FORMATION/LITHOLOGY: SHALE, SANDSTONES, CONGLOMERATE MLT SYSTEM/SIZE: 7” STACRITE® TAML LEVEL: LEVEL 2 TAML DESCRIPTION: N-4 -PN-S/2 -PR-NON NUMBER OF LATERALS: 6 (4 LEGS + 1 OPEN HOLE SIDETRACK ON WINDOW #3 AND 1 OPEN HOLE SIDETRACK ON WINDOW #4) MAINBORE CASING SIZE: 7” X 23 LB/FT JUNCTION DEPTH/INCLINATION: 638. 1 M (MD) AND 651. 4 M (MD) LATERAL BUILD RATE: INTERMEDIATE RADIUS (DOG LEGS FROM 45 TO 55 DG/30 M) LATERAL HOLE SIZE/CASING: 4 ¾” LATERAL HOLES CASED WITH 2 7/8” PERFORATED LINERS (DROP LINERS) LATERAL LENGTH: FROM 160 TO 180 M (MD) LATERAL EXTENS IONS COMPLETION DESCRIPTION: PROGRESSIVE CAVITY PUMP INSTALLED BELOW WINDOWS ON THE 7” CASING (PILOT HOLE) HALLIBURTON PRODUCTS & SERVICES: MULTILATERAL OPERATIONS, DIRECTIONAL DRILLING, MWD-GAMMA SUPERSLIM
Многозабойная скважина (США) (2 -й уровень по TAML) PROJECT OBJECTIVE: DRILL A DUAL OPPOSING MULTILATERAL TO DRAIN RECTANGULAR ACREAGE. COMPLETE LEVEL 2 JUNCTION WITH 7” MILLRITE® MILLED WINDOW AND FRAC EACH LEG WITH JUNCTION ISOLATION TOOL. PROJECT DETAILS: WELL COMPLETION DATE: OCTOBER 2002 WELL TYPE: GAS PRODUCER FORMATION/LITHOLOGY: CARBONATE LIMESTONE MLT SYSTEM/SIZE: 7” MILLRITE® TAML LEVEL: 2 NUMBER OF LATERALS: 1 MAINBORE CASING SIZE: 7” JUNCTION DEPTH/INCLINATION: 11, 800 FT. , VERTICAL LATERAL BUILD RATE: 28 O/100 FT (SHORT) LATERAL HOLE SIZE/CASING: 4 ½” LATERAL LENGTH: 4000 FT. COMPLETION DESCRIPTION: JUNCTION ISOLATION TOOL FOR SELECTIVE ACID FRAC STIM. COMPLETED WITH 2 7/8” TUBING AND SLIDING SLEEVE ACROSS UPPER LATERAL. HALLIBURTON PRODUCTS & SERVICES: DIRECTIONAL DRILLING, MULTILATERAL OPERATIONS, CEMENTING, FRAC, MUD PROJECT RESULTS: WORLD’S FIRST SELECTIVELY STIMULATED LEVEL 2 JUNCTION.
Описание многозабойной скважины, 3 -й уровень заканчивания (Венесуэла) Дата заканчивания: январь 2003 Скважина: нефтяная Литология: Мягкие глины, песчаник Размеры системы MLT: 9 5/8” Mach. Rite® Уровень по TAML: Level 3 Описание TAML: N-1 -PN-S/3 -NR-NON Число БС: 1 Диаметр ОК: 9 5/8”, Глубина зарезки. Отклонение: 1836 ft. Диаметр БС, обсажен: 7”, Длинна БС: 4800 ft. Описания заканчивания: Насос PCP выше БС в компоновке НКТ 3”. Halliburton Products & Services: Multilateral Operations, Directional Drilling, FE, MWD Результаты проекта: Успешное заканчивание первого БС 3 уровня диаметром 9 5/8” Mach. Rite® level 3.
Многозабойная скважина, 4 -й уровень заканчивания (Аляска, США) Цель проекта: увеличить площадь вскрытия пласта. Дата: July 2000 Тип скважины: нефть Литология: песчаник Диаметр системы MLT: 7” Latch. Rite® Уровень по TAML: Level 4 Описание TAML: N-1 -PA-S/4 -PRNON Число БС: 1 Диаметр БК: 7 5/8” Глубина зарезки/ Отклонение: Размеры БС: Длинна БС: 3565 ft. Описание заканчивания: набивной гравийный фильтр Halliburton Products & Services: Multilateral Operations Результаты проекта: Скважина имеет самую высокую производительность на сегодняшний день на данном месторождении.
Многозабойная скважина (Канада) (4 -й уровень по TAML) PROJECT DETAILS: WELL COMPLETION DATE: NOVEMBER 2000 WELL TYPE: OIL PRODUCER FORMATION/LITHOLOGY: SANDSTONE MLT SYSTEM/SIZE: 5 ½” LATCHRITE® TAML LEVEL: LEVEL 4 TAML DESCRIPTION: N-1 -PA-S/4 -PRNON NUMBER OF LATERALS: 1 MAINBORE CASING SIZE: 5 ½” JUNCTION DEPTH/INCLINATION: 2912 FT. /81. 3 O LATERAL HOLE SIZE/CASING: 4 ¾”/3 ½” LATERAL LENGTH: 4062 FT. COMPLETION DESCRIPTION: PC PUMP SET IN VERTICAL WITH 3 ½” TUBULAR TO SURFACE HALLIBURTON PRODUCTS & SERVICES: DIRECTIONAL DRILLING, SURVEY, MULTILATERAL OPERATIONS PROJECT RESULTS: FIRST INSTALLATION OF 5 ½” LATCHRITE®. STAGE CEMENTED BOTH LATERAL AND MAINBORE. WORLD’S SMALLEST MULTILATERAL SYSTEM INSTALLED TO DATE.
МНОГОЗАБОЙНАЯ СКВАЖИНА, 4 -Й УРОВЕНЬ ЗАКАНЧИВАНИЯ (КИТАЙ) Project Objective: Sidetrack existing well to produce new reserves while maintaining production from the original well. Project Details: Well Completion Date: February 2001 Well Type: Oil Producer Formation/Lithology: Sandstone MLT System/Size: 9 5/8” Perf. Rite® TAML Level: Level 4 TAML Description: E-1 -PA-S/4 -NR-SEL Number of Laterals: 1 Mainbore Casing Size: 9 5/8” Junction Depth/Inclination: 5971 ft. /38 o Lateral Build Rate: Long Lateral Hole Size/Casing: 8 ½”, 7” (cemented and perforated) Lateral Length: 4511 ft. Completion Description: Installed ESP to produce lateral (whipstock to be perforated later) Halliburton Products & Services: Integrated Services project management, directional drilling, motors, multilateral operations, perforating Project Results: First attempt at Mill. Rite®/PPH packer -latch in same run with new cyclablecirculating sub for MWD logging. Milled window with Mill. Rite® – cleaned latch with combo tool to allow hollow whipstock to set.
Описание многозабойной скважины, 5 -й уровень заканчивания (Норвегия) Цель проекта: Увеличить площадь контакта, снизить время заканчивания БС и предотвратить добычу песка. Описание проекта: Дата: September 2004 Тип скважины: газовая Литология: несцементированные пески Глубина воды: 336 m Размер системы MLT: 9 -5/8” Flex. Rite® Уровень по TAML: 5 Описание TAML: N-3 -PN-S/5 -PRSEL Число БС: 3 Глубина зарезки /Отклонение: 2723 m/2811 m/2902 m Интенсивность набора угла: нет данных Размер БС, необсажен: 8. 5” Hole Длина БС: по инструменту с 3 мя окнами - 2961 m Основной ствол - 4658 m Нижний БС - 6405 m Средний БС - 6227 m Верхний БС - 8288 m
Многозабойная скважина 5 -й уровень заканчивания (Саудовская Аравия) Objective: To enhance production rate and reserve recovery Project Details: Well Completion Date: August 2002 Well Type: Oil Producer Formation/Lithology: Khafji Sandstone MLT System/Size: 9 5/8” Mill. Rite®/Flo. Rite® TAML Level: Level 5 TAML Description: N-1 -PN-D/ 5 -TR-SEL Number of Laterals: 1 Mainbore Casing Size: 9 5/8” Junction Depth/Inclination: 6964’ MD 80 o Lateral Build Rate: 3. 6 deg/ 100’ Lateral Hole Size/Casing: 8 1/2” / 7” Liner Lateral Length: 9430’ MD, Mainbore 10258’ MD Completion Description: 9 5/8” Flo. Rite™ w/ Vector Block Main Lateral: 7” RSB TL PKR Upper Lateral: 7” RSB TL PKR Junction: 9 5/8” Dual Bore Deflector Main Bore: Vector Block – G 10 TL PKR Halliburton Products & Services: Multilateral Operations, MWD, Directional Drilling, Coiled Tubing Project Results: Second Mill. Rite® job performed in Saudi Arabia. Third Level 5 commingled completed in SA. Project
Многозабойная скважина 5 -й уровень заканчивания (Саудовская Аравия) Project Objective: To enhance production rate and reserve recovery Project Details: Well Completion Date: May 2001 Well Type: Oil Producer Formation/Lithology: Ratawi Sandstone MLT System/Size: 9 5/8” Latch. Rite®/Flo. Rite® TAML Level: Level 5 TAML Description: N-1 -PN-D/ 5 -TR-SEL Number of Laterals: 1 Mainbore Casing Size: 9 5/8” Junction Depth/Inclination: 7297’ / 37. 1 Deg Lateral Build Rate: 4. 5 deg/ 100’ Lateral Hole Size/Casing: 8 1/2” / 7” Liner Lateral Length: 11, 274’MD, Mainbore 15, 188’MD Completion Description: 9 5/8” Flo. Rite® w/ Vector Block Main Lateral: 7” RSB TL PKR Upper Lateral: 7” RSB TL PKR Junction: 9 5/8” Dual Bore Deflector Mainbore: Vector Block – G 10 TL PKR Halliburton Products & Services: Multilateral Operations, MWD, Directional Drilling, Coiled Tubing Project Results: First commingled completion level 5 installed in Saudi Arabia
Юго-Востоный участок месторождения Дракон. Параметры БС из скважины 313
Многозабойная скважина 313 RP-3. Проектный профиль: горизонтальная проекция, 3 D (БС 313 b) и (БС 313 с)
Скачать презентацию 1 Сокращение объёмов бурения эксплуатационных скважин связанное в
БГС(Полная версия).ppt