Сборник - Нефтегазовые технологии

Подождите немного. Документ загружается.

215

Рис. 4. Кривая потенциала сепарации

Пропускная способность

– «проницаемость» сетки, т.е. способность пропус-

кать определенное количество раствора через единицу поверхности.

Долговечность – продолжительность работы сетки в часах до потери своей

функциональной способности.

Mongoose – вибросито двойного действия.

Конструкция вибросита позволяет использовать линейное движение при раз-

буривании верхних интервалов разреза скважины, в которых часто встречаются ак-

тивные гидрофильные глины. В этих интервалах режим работы вибросит характери-

зуется повышенными перегрузками, необходимыми для эффективной очистки буро-

вой промывочной жидкости от выбуренной породы.

По мере изменения условий вибросито Mongoose простым переключением меняет

движение с линейного на эллиптическое без отключения электропитания. Работа в ре-

жиме эллиптического движения позволяет снизить перегрузки и увеличить срок исполь-

зования сита, обеспечить выход более сухого шлама, улучшить технологические свой-

ства буровой промывочной жидкости и снизить производственные затраты.

ВЕМ-3 – сбалансированное эллиптическое вибросито.

Сбалансированное эллиптическое вибросито (ВЕМ-3) представляет собой кон-

струкцию открытого типа с одним уровнем и тремя сетками общей полезной площа-

дью 3,13 м

. Обеспечивает улучшенное удаление твердых частиц, максимизирует

возврат буровой промывочной жидкости и имеет лучшую производительность по

сравнению с другими идентичными по размерам моделями. ВЕМ-3 «Swaco» при

расходе насоса 35 л/с, размере сеток в 180 меш позволяет обрабатывать значительно

большие объемы в отличие от линейного вибросита. Это достигается за счет равно-

мерного распределения эллиптического движения на виброраме, соответственно,

при меньшей разрушительной силе, направленной на частицы породы при макси-

мальном ускорении силы тяжести (G-фактор).

Натяжение сеток производится с помощью быстросъемных натяжных болтов,

расположенных по обеим сторонам. Угол наклона виброрамы может регулироваться

в пределах от 0 до +5°.

Вибрационный узел вибросита состоит из двух взрывобезопасных вибраторов

(виброэлектродвигателей) и пускателя. Эффективное ускорение силы тяжести (G-фактор)

устанавливается относительным перемещением противовесов вибраторов от 0 до 100%.

Конструкция вибросита включает жалюзи для равномерного распределения

потока бурового раствора по всей ширине сетки. Приемная емкость имеет приемный

патрубок диаметром 254 мм, соединяемый с выкидной линией.

ВЕМ-600 – сбалансированное эллиптическое вибросито.

216

Вибросито сбалансированного эллиптического действия второго поколения.

Имеет пневматическую систему крепления сеток. За счет установки пневмогидрав-

лического домкрата имеется возможность дистанционного регулирования угла на-

клона рамы. Механизм крепления сеток и регулировки угла рамы запитывается от

пневматической системы буровой установки. Используется новая технология сеток

«Магнум» (рис. 5, 6). «Магнум» имеет встроенное сито предварительной очистки.

Оборудован съемной приемной емкостью, распределителем потока и высококачест-

венными вибраторами, поддоном между верхним и нижним уровнями сеток. Данная

технология соответствует стандартам СЕ и NORSOK.

Конструктивные особенности:

– конструкция состоит полностью из нержавеющей стали;

– увеличена полезная площадь рабочего полотна;

– наличие индикатора положения угла рамы.

Рис. 5. Технология изготовления сеток Magnum

Рис. 6. Четырехслойные сетки Magnum

Два слоя

мелкоячеистой сетки

Прочная склеивающая нить

из термопластика

Опорная сетка

с крупной ячейкой (20 меш)

Два слоя

мелкоячеистой сетки

Опорная сетка

с крупной ячейкой

с вплетенной нитью

из термопластика

(20 меш)

Дополнительная

опорная сетка

с очень крупной

ячейкой (4 меш)

217

ALS-II – регулируемое линейное вибросито.

Регулируемое линейное вибросито (РЛВ-П) представляет собой конструкцию

открытого типа с одним уровнем и двумя рабочими сетками. Эффективное ускоре-

ние силы тяжести (G-фактор) устанавливается относительным перемещением проти-

вовесов вибраторов от 0 до 100%. Регулировка с помощью противовесов позволяет

увеличивать амплитуду до 9,5 мм и ускорение силы тяжести до 6,25 g.

Регулируемая каскадная система очистки буровых промывочных жидкостей

обеспечивает эффективное удаление шлама за счет обеспечения возможности дви-

жения рабочего полотна вибросита по линейной и эллиптической траекториям. Кон-

струкция системы компактна и в то же время позволяет максимально удалять мель-

чайшую твердую фазу, что делает ее особенно удобной для морского бурения. Кон-

струкция вибросита включает в себя систему гидроциклонов и вибросито для удале-

ния мелких частиц выбуренной породы из буровой промывочной жидкости, в том

числе утяжеленной.

Рабочие сетки имеют пластмассовый прослой, что обеспечивает более эффек-

тивное перемещение шлама и увеличение срока службы сетки.

В вибросите ALS-II используются только две сетки размером 1219×1219 мм в отли-

чие от других вибросит с подобными характеристиками, в которых используются три сетки.

Для более тонкой очистки применяются гидравлические принудительные ме-

тоды очистки ПЖ с помощью гидроцоклонов, центрифуг, блоков флокуляции и коа-

гуляции. Эти методы будут рассмотрены в следующей работе.

УДК 622.245

ОПЫТ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН ФИЛИАЛОМ «ОРЕНБУРГ БУРЕНИЕ»

ООО «ГАЗПРОМ БУРЕНИЕ»

О.Г. Мязин, А.В. Кузьмин

В работе описан опыт применения установки с колонной гибких труб для проведения

операций по освоению и капитальному ремонту скважин. Приводятся основные пре-

имущества данной технологии.

В нынешних условиях, когда традиционное оборудование и технологии для

ремонта и освоения подходят к пределу своих возможностей, использование техно-

логии колтюбинга является прорывом, значительно повышающим эффективность

КРС и освоения. Области применения колтюбинга или колонн гибких труб (КГТ)

достаточно разнообразны. Это освоение скважин, текущий и капитальный ремонт,

воздействие на пласт и призабойную зону, забуривание вторых стволов, разрушение

гидратно-парафинистых пробок, промывки забоев скважин, солянокислотные и пе-

нокислотные обработки.

ОСВОЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ 38,1-МИЛЛИМЕТРОВОЙ ГИБКОЙ ТРУБЫ

ЧЕРЕЗ СЕПАРАТОР С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ АЗОТНОЙ УСТАНОВКИ

Пенокислотную обработку с использованием вышеуказанного оборудования

КГТ проводят в тех же целях, что и при традиционных технологиях: главным обра-

зом для воздействия пенокислоты на карбонатные породы, слагающие продуктив-

ный пласт, и увеличение его проницаемости. Наземный комплекс оборудования, по-

218

мимо агрегата с КГТ и стандартного устьевого оборудования, должен содержать аг-

регат для кислотной обработки скважин, имеющий специализированный насос и ем-

кость для запаса кислоты, сепарационную и азотную установки. В процессе выпол-

нения данной операции КГТ при обеспечении непрерывной циркуляции азота спус-

кают на забой скважины. На следующем этапе в скважину через КГТ закачивают

расчетный объем кислотного раствора с подачей азота и с одновременном подъемом

КГТ до башмака НКТ, после чего её продавливают в пласт. При закачке и продавке

пенокислотного раствора выкидная задвижка на арматуре колонны лифтовых труб

закрыта. Это обеспечивает проникновение реагента в продуктивный пласт. Процесс

закачки и продавки следует проводить при максимально возможной подаче жидко-

сти и азота. При осуществлении этих процессов необходимо следить за тем, чтобы

давление в зоне продуктивного пласта не превышало давления, при котором проис-

ходит разрыв пласта. После выдерживания скважины под давлением в течение за-

данного периода времени выкидную задвижку открывают, КГТ спускают до забоя,

начинается продувка скважины азотом через сепарационную установку (которая

монтируется на выкидной линии) до полной очистки скважины от жидкости и про-

дуктов реакции. При положительном результате начинается отработка скважины на

режимах (12-миллиметровый штуцер).

ПРЕИМУЩЕСТВА ДАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ:

1. Обеспечение герметичности устья скважины на всех этапах выполнения

внутрискважинных операций. Высокая экологичность.

2. Возможность проведения ремонта без предварительного глушения скважин

и без дополнительных затрат времени на СПО подземного оборудования.

3. Расширение возможностей спуска забойных инструментов и приборов, а

также ремонтных операций в горизонтальных и наклонно-направленных скважинах.

4. Возможность полной очистки скважины от жидкости в минимальные сроки.

5. Одновременная обработка всех имеющихся в скважине пластов, независи-

мо от их коллекторских свойств.

УДК 622.245

СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ СТРОИТЕЛЬСТВА

МНОГОЗАБОЙНЫХ СКВАЖИН

А.П. Нефедов, Д.Э. Ахмедов, В.А. Измоков

Статья содержит обзор современных технологий строительства многозабойных

скважин. Представлены основные цели строительства МЗС. Описаны существую-

щие отечественные и зарубежные технические средства, применяемые при строи-

тельстве МЗС.

Основные формы многозабойных скважин были предложены в 50-х годах, но

существующие тогда методики бурения и оборудование заканчивания скважин не

позволяли осуществлять их массовое строительство. Усовершенствования, прове-

денные в 90-х годах, позволили бурить и заканчивать строительством все большее

количество многозабойных скважин.

Цели строительства многозабойных скважин (МЗС) могут быть следующими:

1. Увеличение площади дренирования за счет ответвлений.

2. Снижение затрат при первоначальной разработке месторождений (одна

МЗС вместо нескольких обычных наклонных скважин).

219

3. Снижение затрат при бурении глубоких скважин или скважин со значи-

тельным удалением от устья.

4. Снижение геологических рисков при бурении поисковых и разведочных

скважин благодаря повторному бурению к другой точке, если первоначально не дос-

тигнута намеченная цель.

5. Снижение необходимой площади для расположения устьевого оборудова-

ния. Одно устье вместо нескольких, что актуально для морских платформ или по

соображениям экологии.

6. Возможность эксплуатации месторождений с высоковязкой нефтью.

7. Увеличение извлекаемых запасов при доразработке старых промыслов.

8. Возможность эксплуатации залежей с непредсказуемым и большим разбро-

сом (по площади) высокопродуктивных зон.

До начала строительства МЗС необходимо провести оценку экономической

эффективности ее строительства. На экономическую эффективность МЗС могут

влиять следующие факторы:

– многозабойная скважина стоит выше одиночной вертикальной скважины.

Для достижения экономического эффекта извлекаемые запасы не только должны

быть пропорционально больше, но они также должны обеспечиваться в более корот-

кие сроки, чем из вертикальной скважины;

– опыт бурения в данном районе. Полевой опыт показывает существенное

снижение стоимости бурения по мере приобретения опыта. Это доказывает, что для

достижения экономического успеха предпочтительным является выбор проекта по

бурению нескольких, а не отдельной МЗС;

– значительную долю затрат на строительство МЗС составляет стоимость при-

меняемого оборудования на забуривание ответвлений, заканчивание скважин и по-

следующую эксплуатацию. Способ забуривания ответвлений может быть клиновым

или бесклиновым. Бесклиновой способ значительно дешевле, однако он не приме-

ним при зарезке из обсадной колонны;

– заканчивание открытым стволом наиболее экономично, но применимо толь-

ко в устойчивых коллекторах (в основном карбонатных);

– добываемые из отдельных ГС продукты могут смешиваться и доставляться на

поверхность по одной колонне труб или по отдельным колоннам труб, не смешиваясь.

Сегодня в скважинах может находиться высокотехнологичное оборудование для закан-

чивания, предназначенное для слежения за исходящими из боковых ответвлений пото-

ками и их регулирования. Соответственно, связанные с бурением и вскрытием продук-

тивного пласта риски изменяются в зависимости от схем расположения скважин в про-

дуктивном пласте, от сложности сочленений с главным стволом, от предъявляемых к

заканчиванию скважин требований и от скважинного оборудования;

– бурение многоствольных горизонтальных скважин требует дополнительных на-

чальных инвестиций в оборудование, но в конечном счете приводит к снижению общих

капитальных затрат и стоимости разработки месторождения, равно как и текущих рас-

ходов, через уменьшение числа необходимых скважин. Данная технология уменьшает

потребность в устьевом оборудовании, платформенных водоотделяющих колоннах и

подводном оборудовании для вскрытия пластов, что приводит к снижению затрат и оп-

тимизирует использование бурового выреза у морских буровых платформ или донных

опорных плит. При работах на суше использование многоствольных горизонтальных

скважин позволяет также свести к минимуму размеры буровых площадок и связанные с

последними неблагоприятные воздействия на окружающую среду. Проводка меньшего

числа главных скважин приводит к тому, что приходится намного реже преодолевать

трудности, связанные с бурением верхней части разреза.

После оценки указанных факторов, влияющих на стоимость МЗС, производит-

ся моделирование ее работы на гидродинамической модели пластов, делается про-

220

гноз добычи минимум на 5 лет и экономический расчет эффективности скважины,

исходя из рыночной стоимости нефти.

Для облегчения проектирования и эксплуатации МЗС разработана классифи-

кационная матрица (рис. 1), определяющая типы МЗС (уровень по TAML, т.е. по так

называемому техническому продвижению технологии бурения многозабойных

скважин) и позволяющая:

– привести в соответствие тип МЗС и проектируемый процесс бурения;

– улучшить степень сравнения сложности бурения скважин на различных ме-

сторождениях;

– определить рекомендации и требования к эксплуатации МЗС по ее типам.

Рис. 1. Классификация МЗС по TAML

1. Уход в сторону боковым открытым стволом или безопорное сочленение.

2. Обсаженная и зацементированная главная скважина и боковой открытый

ствол или частично цементированный хвостовик.

3. Обсаженная и зацементированная главная скважина с нецементированным

боковым хвостовиком, механически подсоединенным к главному стволу (соедине-

ние показано красным цветом).

221

4. Обсаженная и зацементированная главная скважина с зацементированным

боковым хвостовиком, механически подсоединенным к главному стволу.

5. Обсаженная и зацементированная главная скважина и нецементированный

или зацементированный боковой хвостовик, гидравлически изолированный и герме-

тичный, что обеспечивается дополнительным оборудованием для заканчивания

скважин (пакерами, сальниками и трубками), размещаемым внутри главного ствола.

6. Обсаженная и зацементированная главная скважина и нецементированный

или зацементированный боковой хвостовик, гидравлически изолированный и герме-

тичный, что обеспечивается основной обсадной колонной в месте сочленения боко-

вого хвостовика без размещения дополнительного оборудования для заканчивания

скважин внутри главного ствола.

Схемы расположения многоствольных горизонтальных скважин (МСГС) в

пласте могут представлять собой одиночную дренирующую скважину, либо не-

сколько боковых ответвлений, образующих веер в горизонтальной плоскости или

располагающихся по вертикали друг над другом, либо две горизонтальные скважи-

ны (ГС), расходящиеся в противоположные стороны от главного ствола.

Места сочленения горизонтальных секций скважины с главным стволом явля-

ются особо важными элементами при вскрытии продуктивных пластов с помощью

многоствольных горизонтальных скважин. В процессе эксплуатации они могут по-

вреждаться под воздействием пластовых давлений, сил, связанных с изменениями

температуры, и перепадов давлений. Сочленения разделяются на две большие груп-

пы: сочленения, не обеспечивающие своей герметичности (уровни 1, 2, 3 и 4), и со-

членения, обеспечивающие герметичность (уровни 5 и 6). Успешность функциони-

рования горизонтальных скважин определяется длительностью срока службы сочле-

нения, его универсальностью и доступностью.

Системы уровней 3 и 6 оказались наиболее предпочтительными вариантами

сочленений, используемых при бурении многоствольных горизонтальных скважин.

Сочленение Уровня 3 состоит из надставки хвостовика и механического соединения

с основной обсадной колонной и позволяет осуществлять избирательный доступ к

боковым отводам и повторный ввод инструмента в них.

Сочленения Уровня 6 образуют единое целое с колоннами обсадных труб и

обеспечивают герметичность и доступ в боковые скважины. Новые способы созда-

ния сочленений позволяют использовать многоствольные горизонтальные скважины

в более широком диапазоне глубинных условий и в большем числе практических

случаев разработки залежей. Однако применение более сложного оборудования и

замысловатых схем расположения скважин ставит нефтяные и сервисные компании

перед необходимостью преодоления технических препятствий и учета рабочих рис-

ков из экономических соображений.

До недавнего времени оборудование для строительства боковых стволов по-

ставляли крупные зарубежные фирмы (Baker, Schlumberger, Halliburton). В настоя-

щее время появился ряд отечественных фирм, предлагающих оборудование для МЗС

и услуги по их строительству (ООО «Анега-Бурение», ООО «НПФ «Радуга»).

Далее рассмотрим преимущества и отличия предлагаемого оборудования для

сочленений основного и боковых стволов.

Самый используемый продукт фирмы Baker – система «КРЮК-

ПОДВЕСКА» (рис. 2):

– система «КРЮК-ПОДВЕСКА» – это универсальная и надежная система,

наиболее применяемая сегодня на рынке многоствольных скважин. Свыше 300 уста-

новок с успехом 98%;

– система «КРЮК-ПОДВЕСКА» доступна в различных модификациях, вклю-

чая двух-, трёх– и четырехствольные, а также с возможностью заканчивания типа

«Уровень 3, 4, 5» с селективным доступом и добычей;

222

– система «КРЮК-ПОДВЕСКА» проста в установке, с преимуществом селек-

тивного доступа в основной или боковой стволы, обеспечивает механическую це-

лостность соединения. Установка системы требует вырезку окна только посредст-

вом клина-отклонителя Бейкер ойл тулз. Клин извлекается перед спуском системы

«КРЮК-ПОДВЕСКА» при помощи крюка-извлекателя;

– система «КРЮК-ПОДВЕСКА» спускается в составе кривого патрубка, хво-

стовика и вертлюга для ориентирования, а также может быть зафиксирована в об-

садной колонне или открытом боковом стволе посредством заколонного пакера;

– возможность заканчивания глухой, перфорированной трубой или фильтрами

ниже системы «КРЮК-ПОДВЕСКА»;

– система автоматически защелкивается внизу окна при помощи «крюка», что

дает возможность использования данной системы в вертикальных, наклонно-

направленных или горизонтальных скважинах.

Для диаметров ОК 88,9 мм 13,6-18,7 кг/м или 146 мм 22,3-32 кг/м

Размер окна (ширина) 123,8 мм

Угол зарезки (относительно 0) 55 Град Право/Лево

Минимальный НД 123,8 мм

Минимальный ВД 75,9 мм

Хвостовик ниже «КРЮК-ПОДВЕСКА» 88,9 мм

Резьба 88,9 кг/м

Минимальны й ВД основного ствола 104,7 мм

Минимальны й ВД основного ствола с установленным

отклонителем

76,2 мм

Минимальный ВД бокового ствола с установленным

отклонителем

72,8 мм

Размеры

Требования к стыковочному соединению

Размеры «КРЮК-ПОДВЕСКА»

После установки «КРЮК-ПОДВЕСКА»

Рис. 2. Схема и основные характеристики системы «Крюк-подвеска»

ООО «Анега-Бурение» предлагает оборудование для строительства многозабой-

ных скважин – ОСМС. Оборудование позволяет строить скважины до 4-го уровня

сложности (цементируемые соединения основного и бокового ствола). Хвостовик под-

вешивается в открытом стволе. В основной ствол выходит обсадная труба, установлен-

223

ная над подвеской хвостовика. Проход в основной ствол открывается фрезерованием.

Последующий заход в боковые стволы обеспечивается устройствами доступа. По тех-

нологии ООО «Анега-Бурение» в настоящее время строится МЗС 5682 Приобского ме-

сторождения ООО «РН-Югаскнефтегаз» с двумя наклонно-направленными боковыми

стволами, пробуренными из основного, ранее построенного ствола.

ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН ООО «НПФ «РАДУГА»

РЕСПУБЛИКА БАШКОРТОСТАН.

Разработки по многоствольному бурению в ООО «НПФ «Радуга» (рис. 3) шла

по двум направлениям:

1. Технология строительства дополнительных открытых стволов (3-го уровня)

с совместно-раздельной эксплуатацией двух объектов.

2. Технология строительства дополнительных обсаженных стволов с полной

герметизацией соединения стволов.

По технологии строительства многозабойных скважин 3-го уровня сложности

(дополнительные открытые стволы из обсаженной скважины с обеспечением селек-

тивного доступа в каждый ствол и возможностью совместно-раздельной эксплуата-

ции объектов) для АНК «Башнефть» в 2006 году была успешно пробурена скважина

№5548 Воядинской площади из обсадной колонны диаметром 168 мм.

Рис. 3. Комплект для строительства многозабойной скважины 3-го уровня

ООО «НПФ «Радуга»

Основные этапы строительства скважины №5548 Воядинского месторождения:

1. Отсечение главного ствола и зарезка «окна» в обсадной колонне посредст-

вом установки клина-дефлектора с постоянным ориентирующим устройством.

224

4. Конструкция скважины после строительства.

Строительство дополнительных стволов многозабойной скважины 5-го уровня

сложности по технологии ООО «НПФ «Радуга».

1. Отсечение главного ствола и зарезка «окна» в обсадной ко-

лонне посредством установки клина-отклонителя с постоянным

ориентирующим устройством. Бурение дополнительного ствола.

2. Извлечение клина-отклонителя.

3. Спуск и крепление хвостовика и герметизация соединения

стволов. Вскрытие и освоение дополнительного ствола. Фрезерова-

ние прохода в главный ствол.

4. Строительство следующего ствола или спуск и установка

оборудования для совместной или раздельной эксплуатации.

5. Проход инструмента в дополнительный ствол путем пред-

варительной установки специального дефлектора на ориентирую-

щее устройство.

2. Бурение и освоение

дополнительного ств

ла.

3. Извлечение клина крюком.