Помощь студентам в учебе
Аналитические исследования методов подбора КНБК при бурении наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием
|
Введение 4
Актуальность темы 5
ГЛАВА 1. ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ И СТАНОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ
СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ 8
1.1. Основные этапы становления технологии бурения скважин с горизонтальным
окончанием в России 8
1.2. Анализ и обобщение опыта использования скважин с горизонтальным
окончанием Западная Сибирь. ТНК-ВР. Самотлорское месторождение. 14
1.3. Анализ и обобщение опыта использования скважин с горизонтальным
окончанием за рубежом 19
ГЛАВА II. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ БУРЕНИЯ
НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН 25
2.1 Влияние технологий проводки наклонно направленных и горизонтальных
скважин на условия их эксплуатации 26
2.2 Безориентированный способ управления траекторией ствола скважины 28
2.3 Влияние технико-технологических и геологических факторов на искривление наклонно направленного ствола скважины при бурении КНБК с опорно-центрирующими элементами 34
2.4 Анализ бескабельных забойных телеметрических систем 39
2.4.1. Забойные телеметрические системы с различными каналами связи 39
2.4.2 Анализ забойных телеметрических систем с электромагнитным каналом
связи 41
ГЛАВА III. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ
БЕЗОРИЕНТИРОВАННОГО УПРАВЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИЕЙ СТВОЛА НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН 43
3.1 Разработка методики проектирования оптимальных профилей наклонно направленных скважин 43
3.1.1 Проектирование четырехинтервального профиля 43
3.2 Разработка технологий проводки наклонно направленных и горизонтальных
скважин 44
3.2.1. Безориентируемые компоновки низа бурильной колонны . Жесткие
безориентируемые компоновки низа бурильной колонны 44
3.2.2. Гибкие безориентируемые шарнирные компоновки низа бурильной колонны 57
3.2.3 Технология интенсивного уменьшения параметров кривизны 59
3.2.4. Технология малоинтенсивного увеличения азимутального угла при стабилизации зенитного угла 60
3.3. Технологии проводки наклонно направленных стволов большого диаметра .
Технология управления траекторией ствола скважины 61
Выводы: 70
Список литературы
Актуальность темы 5
ГЛАВА 1. ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ И СТАНОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ
СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ 8
1.1. Основные этапы становления технологии бурения скважин с горизонтальным
окончанием в России 8
1.2. Анализ и обобщение опыта использования скважин с горизонтальным
окончанием Западная Сибирь. ТНК-ВР. Самотлорское месторождение. 14
1.3. Анализ и обобщение опыта использования скважин с горизонтальным
окончанием за рубежом 19
ГЛАВА II. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ БУРЕНИЯ
НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН 25
2.1 Влияние технологий проводки наклонно направленных и горизонтальных
скважин на условия их эксплуатации 26
2.2 Безориентированный способ управления траекторией ствола скважины 28
2.3 Влияние технико-технологических и геологических факторов на искривление наклонно направленного ствола скважины при бурении КНБК с опорно-центрирующими элементами 34
2.4 Анализ бескабельных забойных телеметрических систем 39
2.4.1. Забойные телеметрические системы с различными каналами связи 39
2.4.2 Анализ забойных телеметрических систем с электромагнитным каналом
связи 41
ГЛАВА III. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ
БЕЗОРИЕНТИРОВАННОГО УПРАВЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИЕЙ СТВОЛА НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН 43
3.1 Разработка методики проектирования оптимальных профилей наклонно направленных скважин 43
3.1.1 Проектирование четырехинтервального профиля 43
3.2 Разработка технологий проводки наклонно направленных и горизонтальных
скважин 44
3.2.1. Безориентируемые компоновки низа бурильной колонны . Жесткие
безориентируемые компоновки низа бурильной колонны 44
3.2.2. Гибкие безориентируемые шарнирные компоновки низа бурильной колонны 57
3.2.3 Технология интенсивного уменьшения параметров кривизны 59
3.2.4. Технология малоинтенсивного увеличения азимутального угла при стабилизации зенитного угла 60
3.3. Технологии проводки наклонно направленных стволов большого диаметра .
Технология управления траекторией ствола скважины 61
Выводы: 70
Список литературы
В нефтедобывающих регионах России широкое применение получило бурение наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием. Рост объемов наклонно-направленного бурения скважин с углами отклонения ствола скважин от вертикали более 50° обусловили ограничения по применению традиционных методов исследований с помощью аппаратуры, спускаемой в скважину на кабеле, и вызвали необходимость разработки специальных технологий доставки скважинных приборов в интервал исследований. Решение этой проблемы возможно с помощью бескабельных измерительных систем, доставляемых на забой с помощью бурового инструмента.Горизонтально направленное бурение является частным случаем наклонного бурения.Наклонно направленные скважины подразделяют на одно- и многозабойные. При многозабойном бурении из основного, вертикального или наклонного ствола проходится дополнительно один или несколько стволов.
Искусственное отклонение скважин широко применяется при бурении скважин на нефть и газ. Бурение этих скважин ускоряет освоение новых нефтяных и газовых месторождений, увеличивает нефтегазоотдачу пластов, снижает капиталовложения и уменьшает затраты дорогостоящих материалов.
Искусственное отклонение вплоть до горизонтального применяется в следующих случаях:
1) при вскрытии нефтяных и газовых пластов, залегающих под пологим сбросом или между 2-я параллельными сбросами;
2) при отклонении ствола от сбросовой зоны (зоны разрыва) в направлении продуктивного горизонта;
3) при проходке стволов на нефтеносные горизонты, залегающие под соляными куполами, в связи с трудностью бурения через них;
4) при необходимости обхода зон обвалов и катастрофических поглощений промывочной жидкости;
5) горизонтальное бурение незаменимо при вскрытии продуктивных пластов, залегающих под дном океанов, морей, рек, озер, каналов и болот, под жилыми или промышленными застройками, в пределах территории населенных пунктов
6) при проходке нескольких скважин на продуктивные пласты с отдельных буровых оснований и эстакад, расположенных в море или озере;
7) при проходке скважин на продуктивные пласты, расположенные под участками земли с сильно пересеченным рельефом местности (овраги, холмы, горы);
8) при необходимости ухода в сторону новым стволом, если невозможно ликвидировать аварию в скважине;
9) при забуривании 2-го ствола для взятия керна из продуктивного горизонта;
10) при необходимости бурения стволов в процессе тушения горящих фонтанов и ликвидации открытых выбросов;
11) при необходимости перебуривания нижней части ствола в эксплуатационной скважине;
12) при необходимости вскрытия продуктивного пласта под определенным углом для увеличения поверхности дренажа, а также в процессе многозабойного вскрытия пластов;
13) при кустовом бурении на равнинных площадях с целью снижения капитальных затрат на обустройство промысла и уменьшения сроков разбуривания месторождения;
14) при бурении с целью дегазификации строго по угольному пласту, с целью подземного выщелачивания, например, калийных солей и др. накопилось серьезное технологическое отставание, прямо угрожающее потерями не только международных, но и внутрироссийских конкурентных позиций. Прогрессирующее технологическое отставание отечественного нефтедобывающего производства при увеличении в добыче доли трудноизвлекаемой нефти может привести к углублению кризисных явлений, которые в той или иной степени имеют место практически во всех нефтяных компаниях и сопровождаются снижением рентабельности и конкурентоспособности. Только те российские нефтяные компании, которые первыми успешно и экономически рентабельно освоят новейшие прорывные технологии, несомненно, смогут сохранить достигнутые уровни добычи нефти в условиях прогрессирующего обводнения нефтяных месторождений и опережающей выработки наиболее продуктивных пластов. Поэтому для достижения запроектированных коэффициентов нефтеотдачинеобходимо неотложное проведение эффективных мероприятий с одновременным тщательным контролем выработки остаточных запасов нефти. Наряду с хорошо апробированными гидродинамическими методами увеличения нефтеотдачи - циклическое воздействие и изменение направления фильтрационных потоков, среди других современных методов повышения нефтеотдачи широкое применение должна найти, так называемая, горизонтальная технология (ГТ) разработки месторождений углеводородов - бурение и эксплуатация разветвленно-горизонтальных скважин (РГС и др.), реанимация неэффективного фонда скважин путем бурения дополнительных боковых стволов (БС, БГС) с горизонтальным окончанием.В настоящее время накопился огромный отечественный и зарубежный опыт применения горизонтальных технологий (ГТ) разработки месторождений углеводородов, который включает в себя бурение и эксплуатацию разветвленно-горизонтальных скважин (РГС), реанимацию неэффективного фонда скважин путем бурения дополнительных боковых стволов (БС) и стволов с горизонтальным окончанием (БГС) на залежах, содержащих различные продуктивные пласты: низкопроницаемые и неоднородные; с развитой системой трещиноватости; малой толщины. ГТ
применяются на месторождениях со степенью выработанности 75-80%, с тупиковыми, периферийными и застойными зонами, с линзовидными прослоями различной конфигурации, для разработки месторождений, находящихся под природоохранными зонами, водоемами, в местах, где ограничена возможность ведения буровых работ. Скважины с горизонтальным окончанием (далее будем иметь ввиду ГС и РГС) имеют большую зону дренирования пластов, что способствует повышению дебитов скважин и увеличению нефтеотдачи залежи. При применении систем скважин с горизонтальным окончанием (СГО) вследствие увеличения степени охвата дренированием в разработку могут быть вовлечены месторождения с высокой геологической неоднородностью, расчлененностью, с наличием многочисленных зон замещения продуктивных пластов и зон выклинивания. Вскрытие продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием - одна из ключевых промысловых технологий, появившихся за последнее десятилетие. Поэтому крайне важно при выборе той или иной конструкции скважины с горизонтальным окончанием учитывать состояние продуктивного пласта, требования, которые предъявляются к разработке месторождения, полную стоимость предстоящих работ и степень общего риска.
Целью данной дипломной работы является анализ современного состояния технологий бурения ННС с горизонтальным окончанием.
Искусственное отклонение скважин широко применяется при бурении скважин на нефть и газ. Бурение этих скважин ускоряет освоение новых нефтяных и газовых месторождений, увеличивает нефтегазоотдачу пластов, снижает капиталовложения и уменьшает затраты дорогостоящих материалов.
Искусственное отклонение вплоть до горизонтального применяется в следующих случаях:
1) при вскрытии нефтяных и газовых пластов, залегающих под пологим сбросом или между 2-я параллельными сбросами;
2) при отклонении ствола от сбросовой зоны (зоны разрыва) в направлении продуктивного горизонта;
3) при проходке стволов на нефтеносные горизонты, залегающие под соляными куполами, в связи с трудностью бурения через них;
4) при необходимости обхода зон обвалов и катастрофических поглощений промывочной жидкости;
5) горизонтальное бурение незаменимо при вскрытии продуктивных пластов, залегающих под дном океанов, морей, рек, озер, каналов и болот, под жилыми или промышленными застройками, в пределах территории населенных пунктов
6) при проходке нескольких скважин на продуктивные пласты с отдельных буровых оснований и эстакад, расположенных в море или озере;
7) при проходке скважин на продуктивные пласты, расположенные под участками земли с сильно пересеченным рельефом местности (овраги, холмы, горы);
8) при необходимости ухода в сторону новым стволом, если невозможно ликвидировать аварию в скважине;
9) при забуривании 2-го ствола для взятия керна из продуктивного горизонта;
10) при необходимости бурения стволов в процессе тушения горящих фонтанов и ликвидации открытых выбросов;
11) при необходимости перебуривания нижней части ствола в эксплуатационной скважине;
12) при необходимости вскрытия продуктивного пласта под определенным углом для увеличения поверхности дренажа, а также в процессе многозабойного вскрытия пластов;
13) при кустовом бурении на равнинных площадях с целью снижения капитальных затрат на обустройство промысла и уменьшения сроков разбуривания месторождения;
14) при бурении с целью дегазификации строго по угольному пласту, с целью подземного выщелачивания, например, калийных солей и др. накопилось серьезное технологическое отставание, прямо угрожающее потерями не только международных, но и внутрироссийских конкурентных позиций. Прогрессирующее технологическое отставание отечественного нефтедобывающего производства при увеличении в добыче доли трудноизвлекаемой нефти может привести к углублению кризисных явлений, которые в той или иной степени имеют место практически во всех нефтяных компаниях и сопровождаются снижением рентабельности и конкурентоспособности. Только те российские нефтяные компании, которые первыми успешно и экономически рентабельно освоят новейшие прорывные технологии, несомненно, смогут сохранить достигнутые уровни добычи нефти в условиях прогрессирующего обводнения нефтяных месторождений и опережающей выработки наиболее продуктивных пластов. Поэтому для достижения запроектированных коэффициентов нефтеотдачинеобходимо неотложное проведение эффективных мероприятий с одновременным тщательным контролем выработки остаточных запасов нефти. Наряду с хорошо апробированными гидродинамическими методами увеличения нефтеотдачи - циклическое воздействие и изменение направления фильтрационных потоков, среди других современных методов повышения нефтеотдачи широкое применение должна найти, так называемая, горизонтальная технология (ГТ) разработки месторождений углеводородов - бурение и эксплуатация разветвленно-горизонтальных скважин (РГС и др.), реанимация неэффективного фонда скважин путем бурения дополнительных боковых стволов (БС, БГС) с горизонтальным окончанием.В настоящее время накопился огромный отечественный и зарубежный опыт применения горизонтальных технологий (ГТ) разработки месторождений углеводородов, который включает в себя бурение и эксплуатацию разветвленно-горизонтальных скважин (РГС), реанимацию неэффективного фонда скважин путем бурения дополнительных боковых стволов (БС) и стволов с горизонтальным окончанием (БГС) на залежах, содержащих различные продуктивные пласты: низкопроницаемые и неоднородные; с развитой системой трещиноватости; малой толщины. ГТ
применяются на месторождениях со степенью выработанности 75-80%, с тупиковыми, периферийными и застойными зонами, с линзовидными прослоями различной конфигурации, для разработки месторождений, находящихся под природоохранными зонами, водоемами, в местах, где ограничена возможность ведения буровых работ. Скважины с горизонтальным окончанием (далее будем иметь ввиду ГС и РГС) имеют большую зону дренирования пластов, что способствует повышению дебитов скважин и увеличению нефтеотдачи залежи. При применении систем скважин с горизонтальным окончанием (СГО) вследствие увеличения степени охвата дренированием в разработку могут быть вовлечены месторождения с высокой геологической неоднородностью, расчлененностью, с наличием многочисленных зон замещения продуктивных пластов и зон выклинивания. Вскрытие продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием - одна из ключевых промысловых технологий, появившихся за последнее десятилетие. Поэтому крайне важно при выборе той или иной конструкции скважины с горизонтальным окончанием учитывать состояние продуктивного пласта, требования, которые предъявляются к разработке месторождения, полную стоимость предстоящих работ и степень общего риска.
Целью данной дипломной работы является анализ современного состояния технологий бурения ННС с горизонтальным окончанием.
1. Увеличение длины центрирующих элементов в предложенных БКНБК до 1,1 м за счет установки второго калибратора на валу гидравлического забойного двигателя существенно снизило воздействие технико¬технологических и геологических факторов на уменьшение зенитного угла в интервалах, сложенных мягкими горными породами.
2. Калибраторы являются унифицированными серийно выпускаемыми ОЦЭ, поэтому предложенные БКНБК с наддолотным калибратором и вторым калибратором, выполняющим функции центратора, улучшили оперативное управление ТСС.
3. Промысловые исследования стойкости ОЦЭ и темп их износа по диаметру показали суммарный темп износа трех центрующих элементов БКНБК 0,18 мм/10 час, что даёт возможность пробурить не менее двух глубоких скважин по оптимальным профилям одним комплектом ОЦЭ.
4. При проектировании оптимальных профилей ННС и прогнозировании 137 ТСС в процессе бурения с БКНБК, включающими два ОЦЭ на валу турбобура, средняя интенсивность увеличения зенитного угла принимается 1,2 7100 м с долотом Ш215,9МЗ-ГВ и 2,4 7100 м с долотом Ш215,9С-ГН.
5. Традиционная технология строительства ННС регламентирует бурить интервалы стабилизации и безориентированного корректирования параметров кривизны КНБК с ОЦЭ (центраторами и калибраторами) или без них. В результате ожидаемая закономерность изменения параметров кривизны чаще всего не подтверждается из-за сильной расчлененности геологического разреза горными породами с разными механическими свойствами, кавернозности ствола скважины, износа ОЦЭ и долота по диаметру, радиального зазора вала ГЗД. Частая смена ОЦЭ и комбинации как по количеству элементов, так и по диаметрам и расстояниям от долота, вынуждают прерывать долбления и проводить дополнительные инклинометрические исследования, что неоправданно удлиняет строительство и увеличивает стоимость ННС.
Необходима разработка технологий, обеспечивающих постоянный контроль и управление ТСС в процессе бурения.
2. Калибраторы являются унифицированными серийно выпускаемыми ОЦЭ, поэтому предложенные БКНБК с наддолотным калибратором и вторым калибратором, выполняющим функции центратора, улучшили оперативное управление ТСС.
3. Промысловые исследования стойкости ОЦЭ и темп их износа по диаметру показали суммарный темп износа трех центрующих элементов БКНБК 0,18 мм/10 час, что даёт возможность пробурить не менее двух глубоких скважин по оптимальным профилям одним комплектом ОЦЭ.
4. При проектировании оптимальных профилей ННС и прогнозировании 137 ТСС в процессе бурения с БКНБК, включающими два ОЦЭ на валу турбобура, средняя интенсивность увеличения зенитного угла принимается 1,2 7100 м с долотом Ш215,9МЗ-ГВ и 2,4 7100 м с долотом Ш215,9С-ГН.
5. Традиционная технология строительства ННС регламентирует бурить интервалы стабилизации и безориентированного корректирования параметров кривизны КНБК с ОЦЭ (центраторами и калибраторами) или без них. В результате ожидаемая закономерность изменения параметров кривизны чаще всего не подтверждается из-за сильной расчлененности геологического разреза горными породами с разными механическими свойствами, кавернозности ствола скважины, износа ОЦЭ и долота по диаметру, радиального зазора вала ГЗД. Частая смена ОЦЭ и комбинации как по количеству элементов, так и по диаметрам и расстояниям от долота, вынуждают прерывать долбления и проводить дополнительные инклинометрические исследования, что неоправданно удлиняет строительство и увеличивает стоимость ННС.
Необходима разработка технологий, обеспечивающих постоянный контроль и управление ТСС в процессе бурения.