14. Бурение дополнительных стволов Рациональная область применения • бездействующие скважины в результате сложной аварии с подземным оборудованием; • скважины с дефектами в эксплуатационной колонне (слом, смятие или смещение), не поддающимися исправлению; • выбывшие из эксплуатации вследствие нарушения призабойной зоны, восстановить которую неизвестным способом невозможно; • скважины, в которых при опробовании произошли прорывы высоконапорных подошвенных вод, неподдающихся изоляции; • расположение на участках, где по условиям, состоянию разработки пласта и экологическим соображениям бурить новые скважины нецелесообразно. Направленное бурение нефтяных и газовых скважин 246
14. Бурение дополнительных стволов Основные проблемы при забуривании дополнительных стволов • большая глубина зарезки второго ствола; • малый диаметр ствола, поэтому все оборудование и инструмент имеют существенные ограничения в поперечных размерах; • большая интенсивность искривления дополнительного ствола; • ориентирование отклонителей производится в обсадной колонне, поэтому обычные методы не могут быть использованы. Направленное бурение нефтяных и газовых скважин 247
14. Бурение дополнительных стволов Место зарезки второго ствола должно удовлетворять следующим условиям • Максимальная возможная глубина. • Между муфтами обсадной колонны. • В интервале устойчивых пород, не склонных к осыпанию. • При качественном затрубном цементировании. • Отсутствие второй колоны обсадных труб. • Обеспечение подсечения продуктивного горизонта в заданной точке при требуемом отходе и зенитном угле. Направленное бурение нефтяных и газовых скважин 248
14. Бурение дополнительных стволов Последовательность выполнения работ • обследование и выбор места в колоне для вскрытия «окна» или вырезание участка колонны; • зарезка второго ствола и бурение до требуемой глубины; • комплекс геофизических исследований; • спуск эксплуатационной колонны или хвостовика; • вторичное вскрытие (при необходимости). продуктивного Направленное бурение нефтяных и газовых скважин горизонта 249
14. Бурение дополнительных стволов Способы забуривания дополнительного ствола • Вырезание эксплуатационной колонны на длину 10 -12 метров с помощью специального вырезающего устройства. Далее цементирование этого участка ствола и выше вырезанной части колонны на 10 -20 м. После ОЗЦ бурение цементного камня компоновкой с забойным двигателем и отклонителем. • Установка в скважине отклоняющего клина, возможно с цементированием его. Затем вскрытие «окна» в эксплуатационной колонне райбером (набором райберов) и дальнейшее бурение ствола. Направленное бурение нефтяных и газовых скважин 250
14. Бурение дополнительных стволов Последовательность бурения методом вырезания колонны Направленное бурение нефтяных и газовых скважин 251
14. Бурение дополнительных стволов Последовательность бурения методом прорезания «окна» Направленное бурение нефтяных и газовых скважин 252
14. Бурение дополнительных стволов Необходимое специальное оборудование и инструмент для забуривания дополнительных стволов • Универсальное вырезающее устройство или клиновой отклонитель. • Набор райберов или винтовой двигатель – отклонитель. • Ориентаторы отклонителей в обсадной колонне (магнитной среде). • Малогабаритные телесистемы. Направленное бурение нефтяных и газовых скважин 253
14. Бурение дополнительных стволов Преимущества метода забуривания дополнительного ствола вырезанием части обсадной колонны • Уменьшение вероятности осложнений при СПО. • При неудаче можно повторить забуривание. • Из одного «окно» можно пробурить несколько скважин. Недостатки метода • Большие затраты времени на вырезание колонны. • Меньшая точность ориентирования дополнительного ствола. Направленное бурение нефтяных и газовых скважин 254
14. Бурение дополнительных стволов Преимущества метода забуривания дополнительного ствола прорезанием «окна» • Высокая точность ориентирования. • Возможно использование роторного способа бурения. • малый объем фрезеруемого металла. Недостатки метода • Возможны осложнения при спуске клина. • Возможны просадка или проворот клина при бурении. • Сложность конструкции клина. Направленное бурение нефтяных и газовых скважин 255
14. Бурение дополнительных стволов Без крепления скважин Способы заканчивания дополнительных стволов С щелевым или гравийным фильтром Направленное бурение нефтяных и газовых скважин Крепление хвостовиком с цементированием 256
14. Бурение дополнительных стволов Забуривание дополнительных стволов по методике фирмы Бейкер Оил Тулз кабель спусков. инстр-т мостовая пробка Направленное бурение нефтяных и газовых скважин 257
14. Радиальное бурение Преимущества • сокращение затрат на подготовительно-заключительные операции к бурению; • сокращение объемов бурения при одинаковом охвате продуктивного пласта по площади. Недостатки • сложность реализации. Возможна добыча • тяжелых и высоковязких нефтей; • при АНПД, а следовательно, и на поздних стадиях разработки месторождений; • в сложнопостроенных залежах с большим числом низкопроницаемых пропластков. Направленное бурение нефтяных и газовых скважин 258
14. Система заканчивания многорядной скважины 5 этап Установка нижнего пакера в главном стволе 6 этап Установка двуствольного дефлектора MSCS В главный нижний ствол спускают извлекаемый гладкопроходной пакер. В зависимости от стоящих перед оператором требований к конструкции скважины возможны два варианта установки пакера в главном стволе ниже двуствольного MSCS. В скважину опускают двуствольный дефлектор MSCS. Фиксаторный механизм на дефлекторе MSCS аналогичен механизму на скважинном отклонителе RMLS, благодаря чему дефлектор садится на требуемой глубине при правильной ориентации относительно окна. На забое двуствольного канала подвешивают уплотняющий переводник и вставляют в полированный канал пакера главного ствола. Пакер проверяют, прежде чем поднять спусковой инструмент. В варианте пятого этапа гидравлический пакер устанавливают и испытывают сразу после фиксации дефлектора. Первый вариант: Можно применить пакер верха/надставки хвостовика, ранее установленного в исходном стволе скважины. Чтобы гарантировать правильность конструкции и эксплуатации скважины, необходимо выполнить «анализ действующих на НКТ сил» по методике Sperry. Для пакера верха хвостовика требуется надставочная уплотняющая компоновка ниже MSCS. Рекомендуется использовать шламовые барьеры, чтобы защитить пакер верха хвостовика во время проводимых над пакером бурильных и фрезерных работ. Второй вариант: На НКТ, опускаемой ниже двуствольного дефлектора MSCS, можно установить съемный гидравлический пакер. Такой пакер устанавливается после посадки дефлектора и выравнивается с помощью фиксатора Sperry (6 этап). Чтобы гарантировать правильность конструкции и эксплуатации скважины, необходимо выполнить «анализ действующих на НКТ сил» по методике Sperry 7 этап Установка сборок надставок и верхнего оборудования заканчивания Оборудование заканчивания скважины в двух горизонтах устанавливает в случае, когда требуется раздельная эксплуатация из главного и бокового стволов скважины. В случае объединенной эксплуатации обе колонны труб компонуют в единую эксплуатационную колонну, применяя направляющий блок MSCS, расположенный под уплотняющим пакером. С помощью НКТ бокового ствола опускают переводник надставки бокового ствола с защитной направляющей втулкой. Относительное расстояние между переводниками надставок обычно подтверждается между пакером главного и бокового ствола при помощи маркеров RA и привязки результатов ГК, проводимого на электрическом кабеле или на бурильной трубе. Аналогичным образом переводник надставки основного ствола опускают с помощью НКТ главного ствола. Ориентационная направляющая на верхнем участке дефлектора служит для направления хвостовика бокового ствола. При установке надставки в качестве индикатора глубины можно использовать защитную направляющую втулку. 8 этап Установка оборудования для заканчивания В канал пакера бокового ствола и канал двуствольного дефлектора MSCS одновременно устанавливают две НКТ. Устанавливают сдвоенный пакер (при раздельной эксплуатации) или одиночный пакер (при общей эксплуатации). В системе с раздельной эксплуатацией предусмотрена возможность повторного входа с помощью канатной техники или ГНКТ. В системе с общей эксплуатацией также предусмотрена возможность избирательного повторного входа с помощью канатной техники или ГНКТ при использовании направляющего блока MSCS. Повторный вход или регулирование дебита и изоляция любой зоны возможны за счет установки пробки с помощью стандартного канатного оборудования или ГНКТ в любой боковой ствол. Предусмотрены и иные эксплуатационные средства, обеспечивающие изоляцию бокового ствола с помощью изоляционной втулки TPI, содержащей встроенный дроссельный штуцер. При окончательном заканчивании применяют соединительный узел 5 класса, обеспечивающий поддержание давления, изоляцию и повторный вход, а также регулирование дебита. Двуствольный пакер Установленный двуствольный дефлектор MSCS (см. вид в разрезе) имеет полированное приемное гнездо для установки переводника надставки при заканчивании основного ствола. Двуствольный дефлектор Пакер главного ствола Направленное бурение нефтяных и газовых скважин 259
15. Двуствольное бурение Разновидности 1. Последовательное двуствольное бурение. 2. Параллельное двуствольное бурение одним комплектом инструмента. 3. Параллельное двуствольное бурение двумя комплектами инструмента. Направленное бурение нефтяных и газовых скважин 260
15. Двуствольное бурение Последовательное двуствольное бурение Сущность: буровая вышка монтируется наклонно путем установки под две ноги прокладок; после бурения первой скважины прокладки ставятся под две другие ноги, и бурится вторая скважина. Преимущества : снижение затрат времени на монтажно-демонтажные работы. Недостатки: Грузоподъемность вышки снижается на 15 -20%; возможно пересечение стволов. Направленное бурение нефтяных и газовых скважин 261
15. Двухствольное бурение Параллельное двухствольное бурение одним комплектом инструмента Сущность : одной буровой установкой производится бурение двух скважин. Цикл работ может быть следующий Скважина 1 Бурение Подъем инструмента Технологический простой (Инклинометрия, геофизические и др. исследования ) Скважина 2 Технологический простой Спуск инструмента Бурение Необходимо специальное оборудование: перемещающийся кронблок и два ротора. Направленное бурение нефтяных и газовых скважин 262
15. Двухствольное бурение Параллельное двухствольное бурение двумя комплектами инструмента Сущность : все необходимые работы выполняются практически одновременно на двух скважинах. Цикл проверки скважин может быть следующим Скважина 1 Бурение первым комплектом инструмента Подъем первого комплекта инструмента Спуск второго комплекта инструмента Скважина 2 Спуск второго комплекта инструмента Бурение вторым комплектом инструмента Подъем второго комплекта инструмента Необходимо специальное оборудование: перемещающийся кронблок, два ротора, забойный регулятор подачи долота. Направленное бурение нефтяных и газовых скважин 263
Скачать презентацию 14 Бурение дополнительных стволов Рациональная область применения
14.Бур. доп.стволов.ppt