книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах
..pdfного фонда скважин допускаются рабочие и специалисты, имеющие соот ветствующую подготовку и прошедшие инструктаж по безопасному веде нию специфических работ.
2.1.8.Перед началом работ по забуриванию нового ствола все перетоки в затрубном пространстве, выявленные в ходе исследования скважины, должны быть ликвидированы.
2.1.9.Перед зарезкой нового ствола в обсадной колонне должен быть ус тановлен цементный мост, наличие моста проверяется разгрузкой буриль ного инструмента с усилием, не превышающим предельно допустимой на грузки на цементный камень. Кроме того, цементный мост испытывается методом гидравлической опрессовки совместно с обсадной колонной и ус тановленным на ней противовыбросовым оборудованием на давление, пре вышающее на 10 % давление при возникновении газонефтеводопроявлений или при эксплуатации.
2.1.10.Вырезка «окон» в обсадных колоннах должна производиться спе циальными техническими средствами (вырезающие устройства, уипстоки и
т.п.), разработанными, изготовленными и испытанными в соответствии с «Положением о рассмотрении документации на технические устройства для нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих производств, объектов геологоразведочных работ и магистральных газо-, нефте— и продуктопроводов, проведении приемочных испытаний технических устройств и выдаче разрешений на их применение».
2.1.11.Пространственное положение нового ствола должно исключить возможность вредного влияния на другие скважины месторождения (дейст вующие, законсервированные, ликвидированные), расположенные вблизи проектной траектории нового ствола скважины.
2.1.12.Зарезка и проводка новых стволов в обсаженных скважинах на месторождениях с высоким содержанием в продукции сероводорода долж на осуществляться с учетом положений, соответствующих нормативным документам и требованиям ПБ 08—624—03.
2.1.13.Приемка в эксплуатацию реконструированной скважины произво дится в порядке, установленном для приемки вновь построенных скважин.
2.1.14.Проектная документация на строительство, реконструкцию, кон сервацию и ликвидацию опасного производственного объекта, технические устройства, здания и сооружения, используемые на таких объектах, а также декларация промышленной безопасности и иные документы, связанные с эксплуатацией опасного производственного объекта, подлежат экспертизе промышленной безопасности в порядке, установленном «Правилами про ведения экспертизы промышленной безопасности» (ПБ 03—246—98 с изме нением №1 (ПБИ 03—490(246)-02)), утвержденными постановлением Гос гортехнадзора России [32].
2.1.15.Уровень промышленной безопасности при проектировании про
изводств, сооружаемых на базе комплектного импортного оборудования или оборудования, изготавливаемого по иностранным лицензиям, должен быть не ниже устанавливаемого на основании требований настоящих Пра вил.
2.1.16.Зарубежное буровое, нефтепромысловое, геологоразведочное обо рудование, а также оборудование для трубопроводного транспорта и техно логии применяются на территории Российской Федерации по специаль ным разрешениям Госгортехнадзора России.
2.1.17.Режим работы на производственных объектах нефтяной и газовой промышленности устанавливается организацией в соответствии с Трудо вым кодексом Российской Федерации (от 30.12.2001 г.).
2.2. Требования к планированию работ и проектированию
Работы по текущему и капитальному ремонту скважин производятся по планам, разработанным организацией — исполнителем работ. Порядок раз работки и условия согласования плана работ по текущему ремонту скважин устанавливаются недропользователем (заказчиком).
Требования к документации для выполнения работ по бурению боково го ствола зависят от решаемых задач.
2.2.1.Бурение бокового ствола при капитальном ремонте скважины с невыработанными запасами углеводородов из-за аварий с обсадными ко лоннами или внутрискважинным оборудованием осуществляется на осно вании программы бурения бокового ствола и планов на проведение всех необходимых работ (забуривание, бурение БС, крепление и освоение) в рамках существующего проекта на строительство эксплуатационной сква жины.
2.2.2.План работ должен содержать:
—сведения о конструкции и состоянии скважины;
—пластовые давления и дату их последнего замера;
—сведения о внутрискважинном оборудовании;
—перечень планируемых технологических операций;
—режимы и параметры технологических процессов;
—сведения о категории скважины;
—газовый фактор;
—схему и тип противовыбросового оборудования;
—плотность жидкости глушения в соответствии с требованиями п.2.7.3.3 и параметры промывочной жидкости;
—объем запаса раствора, условия его доставки с растворного узла;
— мероприятия по предотвращению аварий (нефтегазопроявлений и т. п.).
При ведении работ, связанных с забуриванием и проводкой боковых стволов, планы работ должны включать;
—интервал зарезки «окна» в эксплуатационной колонне;
—технические средства и режимы работ по вырезке «окна»;
—параметры траектории бокового ствола (радиус кривизны, длина бо кового ствола и т. п.);
—компоновки колонны труб и низа бурильной колонны;
—тип породоразрушающего инструмента и его привода;
—навигационное обеспечение траектории бокового ствола или горизон тального ответвления;
—режимы проходки бокового ствола и утилизацию выбуренной по роды;
—крепление пробуренного ствола (спуск фильтра, технологическая ос настка, сочленение фильтра с эксплуатационной колонной и т. д.).
2.2.3. Бурение бокового ствола при реконструкции скважины, которая связана с необходимостью последующего изменения конструкции скважи ны и ее назначения (доразведка месторождения, извлечение запасов из эк ранированных ловушек и т. п.), должно производиться по рабочему проек ту, разработанному, согласованному и утвержденному в порядке, преду смотренном разделом 1.3 ПБ 08—624—03.
Рабочий проект может разрабатываться:
—на бурение боковых стволов для реконструируемых (восстанавливае мых) скважин, расположенных на одной площади (месторождении) — групповой рабочий проект;
—на бурение отдельного бокового ствола скважины — индивидуальный рабочий проект.
Групповой рабочий проект на бурение БС осуществляется при общно сти следующих признаков:
—разница глубин расположения вырезаемого «окна» в обсадной колон не не должна превышать 300 м;
—разница длин БС не должна превышать 300 м.
Групповой рабочий проект на бурение горизонтальных БС может быть использован и при бурении наклонных БС. Групповой рабочий проект на бурение наклонных БС используется только для проводки наклонных бо ковых стволов.
2.2.4. Индивидуальный рабочий проект составляется на бурение БС в ус ловиях АВПД, в осложненных условиях бурения, а также в случае, где тре буются индивидуальные технико-технологические решения.
Рабочий проект на бурение БС должен соответствовать требованиям проектно-технической документации на разработку месторождения.
Разработка рабочего проекта на бурение БС должна выполняться в соот ветствии с [32] и другими действующими нормативными и инструктивны ми документами.
Проектная документация на реконструкцию скважины дополнительно к требованиям, предъявляемым к рабочим проектам на строительство сква жин (раздел 2.2 ПБ 08—624—03), должна содержать:
—существующую и проектную конструкцию скважин;
—результаты исследования состояния скважины (наличие заколонных перетоков, межколонных давлений, состояние крепи и т. д.) и проект ные решения по нормализации условий ведения работ по реконструк ции скважины;
—интервал установки цементного моста, отсекающего нижнюю часть ствола, и порядок его испытания на прочность и герметичность;
—интервал зарезки нового ствола;
—технические средства для зарезки нового ствола из эксплуатационной (промежуточной) колонны;
—порядок работы с вырезающим устройством и контроля за процессом зарезки нового ствола;
—параметры пространственного проложения нового ствола и способы контроля за их реализацией;
—характеристики технических средств по спуску хвостовиков («лету чек») в пробуренный ствол, подвески спущенных труб и их герметич
ного сочленения с существующей колонной обсадных труб.
Проект на реконструкцию скважины разрабатывается по заданию поль зователя недр (заказчика) проектной организацией.
Исходные данные для проектирования должны дополнительно вклю чать:
—наличие (отсутствие) давления в межколонных пространствах, суще ствующую конструкцию скважины;
—состояние обсадной колонны, ее остаточную прочность;
—состояние цементного камня за обсадной колонной;
—наличие заколонных перетоков;
—фактическое и проектное пространственное положение стволов;
—наличие цементного моста в обсадной колонне.
Проектная документация утверждается недропользователем (заказчи ком). Наличие положительного заключения экспертизы промышленной безопасности, утвержденного Госгортехнадзором России или его террито
риальным органом, является обязательным условием утверждения проект ной документации.
Технические, технологические, организационные и природоохранные решения утвержденных проектов являются окончательными и обязатель ными для выполнения всеми организациями (в том числе подрядными), принимающими участие в реализации проекта.
Пересмотр проектов в связи с введением в действие новых нормативных документов, несоответствием фактических горно-геологических условий проектным, другими причинами производится в порядке, установленном законодательством для разработки новой документации.
Отклонения от проектной документации в процессе производства не до пускаются. Все изменения, вносимые в проектную документацию в уста новленном порядке, подлежат экспертизе промышленной безопасности и согласовываются с Госгортехнадзором России или его территориальным органом в соответствии с их компетенцией и распределением полномочий.
При необходимости или целесообразности использования в процессе производственной деятельности новой техники, технологии, материалов, не предусмотренных проектом, допускается составление дополнения к про ектной документации. Эти дополнения подлежат экспертизе промышлен ной безопасности и согласованию с Федеральной службой РФ по техниче скому и экологическому надзору в установленном порядке.
В процессе разведки и разработки месторождений, строительства, кон сервации и ликвидации опасного производственного объекта организации, разработавшие проектную документацию, осуществляют авторский надзор в установленном порядке.
Проектные организации при осуществлении деятельности по проекти рованию опасных производственных объектов обязаны обеспечить кон троль качества проектной документации.
Пользователь недр обязан в соответствии с Федеральным законом «О недрах» (от 21.02.92 г. №2395—1, в редакции от 08.08.01 г.) обеспечить со блюдение требований проектной документации, связанной с пользованием недрами.
Производственные объекты разведки и обустройства нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород и другие вредные вещества, должны быть идентифицированы по классам опасности возможных выбросов и утечек паров и газов в атмосферу в соответствии с требованиями государственных стандартов и санитарными нормами.
Втаких случаях проектной документацией должны быть установлены:
1)возможность формирования на объектах (в т.ч. при аварийных ситуа циях) загазованных зон с концентрацией вредных веществ, превышающей предельно допустимые санитарные нормы;
2)границы этих зон, а также локальные участки с опасной концентраци ей сероводорода;
3)возможность и интенсивность сульфидно-коррозионного растрески вания металла оборудования и технических средств, контактирующих с аг рессивной средой с учетом параметров и критериев;
4)необходимые мероприятия и уровень защиты при ведении работ в ус ловиях потенциальной и реальной угроз безопасности работников.
При высоких концентрациях (свыше 6 %) сероводорода в пластовых флюидах проектные решения должны соответствовать требованиям раздела 6 настоящих Правил безопасности.
5)утверждение заключения экспертизы промышленной безопасности проектов производится Госгортехнадзором России на:
a) разведку, разработку и обустройство нефтяных, газовых, газоконден сатных месторождений и подземных хранилищ газа в пористой среде; B) строительство объектов сбора и подготовки нефти и газа, содержащих
агрессивные примеси (сероводород более 6 % (объемных));
c)строительство скважин на шельфе морей, месторождениях, содержа щих в пластовых флюидах свыше 6 % (объемных) сероводорода, ме сторождениях с высоконапорными горизонтами при коэффициенте аномальности более 1,3, а также месторождениях, содержащих про дуктивные отложения на глубинах 4000 м и более.
Все остальные проекты согласовываются с территориальными органами Госгортехнадзора, на территории которых планируется реализовать проект.
2.3. Геолого-технический подход к выбору скважин для бурения боковых стволов и оценки эффективности их эксплуатации
Выбор участков и зон залежей, эффективных для бурения БС, должен проводиться с использованием постоянно действующих геолого-гидроди намических моделей разрабатываемых месторождений, по которым про гноз объема бурения БС и оценка их эффективности проводятся путем мо делирования процесса выработки запасов с использованием карт текущих нефтенасыщенности и удельных запасов нефти на различные периоды раз работки залежи по следующей схеме:
—выявление фонда аварийных, высокообводненных и низкодебитных скважин, реконструкция которых возможна только бурением боково го ствола;
—оценка характера выработки запасов на участках, прилегающих к вы деленным скважинам-кандидатам;
—обоснование выбора точки вскрытия пласта и направления проводки горизонтальной или пологой частей БС;
—обоснование оптимальных интервалов вторичного вскрытия пласта и требований по величине максимально допускаемой депрессии;
—обоснование перспектив применения методов воздействия на пласт, включая ГРП;
—оценка влияния ввода БС на показатели эксплуатации участка;
—технико-экономическая оценка бурения и эксплуатации БС.
Оценка характера выработки запасов нефти методами ГИС на участках предполагаемого бурения БС основывается на имеющейся геофизической информации и анализе результатов исследований добывающих, нагнета тельных и контрольных скважин. По результатам анализа выявляются ме ханизм выработки запасов нефти, распределение текущей нефтенасыщен ности по пропласткам в пределах участка залежи (при возможности с опре делением коэффициента текущей нефтенасыщенности); устанавливается текущее положение водонефтяного и газонефтяного контактов, а также уточняются характеристики скважины-кандидата: наличие заколонных пе ретоков, техническое состояние эксплуатационных колонн и т. д.
Во всех скважинах с повторным вскрытием БС ранее дренируемого ею пласта необходимо провести дополнительные исследования (если они ра нее не проводились): по определению профиля притока, установлению ис точника обводнения и технического состояния эксплуатационной колонны (термометрией, термокондуктивной расходометрией, плотнометрией, резистивиметрией, стационарным нейтронным методом при остановке скважи ны с задавкой солевого раствора, CAT).
При наличии в районе предполагаемого бурения второго ствола транзит ных скважин НГДУ организует проведение дополнительных исследований по определению текущей нефтенасыщенности в неперфорированной ко лонне в интервале пласта методом СО или АКШ.
Рекомендации по проводке БС делаются на основании геологического строения пласта на участке залежи и по результатам оценки характера вы работки запасов нефти. Предполагается три типа проводки бокового ствола по пласту: вертикально-наклонная, пологая (зенитный угол более 60°С) и горизонтальная.
Впервую очередь рассматривается возможность вертикально-наклонно го бурения с зенитным углом проходки пласта менее 60°С. Вертикально-на клонная проводка ствола экономически предпочтительнее в слабо завод ненных, чисто нефтяных монолитных зонах залежей с проницаемостью коллекторов более 30 мкм2.
Вводонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зонах наиболее эф
фективной является горизонтальная проходка по продуктивному пласту с длиной горизонтальной части при стандартной сетке скважин 100—200 м на расстоянии не менее 3—4 м от плоскостей ГНК и ВНК.
В чисто нефтяных высокозаводненных зонах предпочтение также отда ется горизонтальной проходке по слабовыработанному интервалу пласта. В случае, когда определение поинтервальной выработки пласта невозможно, рекомендуется предварительная («пилотная») вертикальная или наклонная проходка интервала пласта, по результатам исследования которого геофи зическими и гидродинамическими методами дается заключение о сохране нии такой проводки ствола по пласту или предложение бурения горизон тальной или пологой его части по слабовыработанному интервалу. В ком плекс исследований входят: стандартный каротаж АМ-0,5 и ПС, индукци онный каротаж, боковой каротаж, кавернометрия, гамма-каротаж, компен сационный нейтронный каротаж, инклинометрия, резистометрия. По ре зультатам геофизических и гидродинамических исследований делается за ключение о необходимости поинтервального цементирования заколонного пространства. При толщине пласта менее 4 м более эффективным является пологая (более 60°С) проходка с пересечением всей нефтенасыщенной тол щины пласта.
В низкопродуктивных чисто нефтяных зонах залежей предпочтение от дается пологой проходке по пласту с учетом в последующем проведения на правленного ГРП, с отходом от забоя основного ствола на 150—300 м при стандартной плотности сетки скважин, при возможности с сохранением ос новного ствола. При условии непроведения в последующем направленного ГРП и низкой выработкой запасов более эффективным является горизон тальная проходка по пласту с длиной горизонтальной части до 300 м. Для сохранения фильтрационных свойств коллекторов в ПЗП рекомендуется первичное вскрытие проводить на депрессии или равновесии, а интервал пласта не цементировать, а обсаживать щелевым фильтром, так как цемен тирование заколонного пространства в интервале низкопроницаемого не однородного пласта, как правило, ведет к снижению продуктивности сква жины в 1,5—5 раз.
При стандартной плотности сетки скважин для сведения к минимуму влияния интерференции точка вскрытия пласта должна быть по радиусу не ближе чем в 50 м от основного ствола. При этом забой БС должен нахо диться на расстоянии не менее 200 м от забоя окружающих добывающих скважин. В низкопродуктивных пластах допускается приближение забоя БС к забою нагнетательной скважины на расстояние до 250 м, а в пластах с
повышенной продуктивностью — до 350 м. Направление проводки гори зонтальной или пологой частей БС между окружающими добывающими скважинами должно предусматривать в последующем бурение БС из других скважин. Азимутальное направление и тип профиля горизонтального уча стка определяются зональной и послойной выработкой запасов нефти, учи тывающей продуктивность скважин и текущий КИН в их зонах дренирова ния.
Выделяется три конструкции забоя: зацементированная до забоя сплош ная эксплуатационная колонна; интервал пласта обсажен щелевым фильт ром; поинтервальное цементирование интервала пласта (комбинированная конструкция, зацементированные и обсаженные щелевым фильтром интер валы пласта).
Как известно из практики, основное влияние на продуктивность, осо бенно в низкопроницаемых залежах, оказывает цементирование заколонного пространства скважин в интервале пласта, в которых дебит может быть ниже в 1,5—5 раз, чем в скважинах, обсаженных щелевым фильтром или с открытым забоем. Поэтому наиболее эффективным является обсадка интервала щелевым фильтром, исключающим разрушение призабойной зо ны пласта. Однако, в случае вскрытия высокозаводненного участка пласта, когда он представлен чередованием промытых водой с повышенной прони цаемостью и частично промытых водой с пониженной проницаемостью прослоев, эффективность эксплуатации бокового ствола будет определять ся степенью изоляции водопромытых интервалов пласта. В этом случае по результатам исследований (возможно бурение «пилотного» ствола) должно проводиться поинтервальное или полное цементирование заколонного пространства в зависимости от вида проходки по пласту (горизонтальной, пологой, вертикально-наклонной) и особенностей строения пласта.
В низкопродуктивных слабо заводненных зонах залежей конструкция забоя должна позволять проведение ГРП. Гидроразрыв пласта проводится только при пологой и вертикально-наклонной проходке пласта. При выбо ре боковых стволов для проведения ГРП используются геолого-физические критерии, применяемые для обычных скважин с учетом конструкции за боя.
При оценке показателей эксплуатации участков с БС обосновываются как показатели работы БС, так и показатели эксплуатации участка. При этом также необходимо обоснование оптимальной депрессии на пласт не только для БС в водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зонах, но и для высокозаводненных участков залежей, так как они представляют собой недонасыщенные нефтью водонефтяные зоны.
Одним из основных показателей эффективности БС является дополни тельная добыча нефти за счет повышения нефтеотдачи на участке залежи. Повышение нефтеотдачи залежей с боковыми стволами в основном обу словлено тремя факторами:
—увеличением линейной скорости фильтрации за счет дополнительного отбора жидкости и приближения забоя добывающих скважин к зоне нагнетания воды;
—изменением фильтрационных потоков, ведущих к подключению к ак тивной разработке застойных зон пласта;
—дополнительной упруго-пластической деформацией пород в новых депрессионных зонах, приводящей к изменению соотношения «вода-
нефть» в поровом пространстве коллекторов.
Действие этих факторов ведет к уменьшению остаточной нефтенасыщенности пласта. Их вклад в дополнительную добычу нефти определяется
Таблица 2.2. Значение коэффициентов А, а, в зависимости (2.1) для продуктивных
пластов месторождений ОАО «Сургутнефтегаз»
Индекс пласта |
|
Коэффициенты |
|
|
А |
а |
b |
||
|
||||
АС |
0,19 |
0,312 |
0,415 |
|
БС |
0,23 |
0,299 |
0,271 |
|
ЮС, |
0,20 |
0,244 |
0,286 |
особенностями геологического строения участка воздействия, состоянием его разработки и характером выработки запасов.
В связи с этим на начальном этапе, когда БС в основном бурятся в ава рийных и в высокообводненных скважинах, на основании анализа резуль татов эксплуатации БС, уплотняющего и возвратного фонда скважин, а также лабораторных и промысловых экспериментов, для приближенной оценки эффективности эксплуатации БС предлагается эмпирическая фор мула, учитывающая влияние только первых трех факторов.
При составлении как долгосрочных, так и годовых программ примене ния методов воздействия на пласты основополагающими параметрами яв ляются ожидаемая технологическая эффективность применения различных технологий, изменение этого параметра во времени и нижний предел рен табельности их использования.
При оценке нижнего предела рентабельности применения технологий воздействия на пласты необходимо учитывать следующие экономические показатели: капитальные вложения, эксплуатационные затраты, цену на нефть и чистый доход предприятия. Расчет капитальных затрат в нефтепро мысловое строительство был проведен по укрупненным нормативам удель ных капитальных вложений, полученным на основании анализа проектно сметной документации, фактической информации по месторождениям ОАО «Сургутнефтегаз» и вводимого количества скважин. Расчеты выполне ны для двух условий нефтепромыслового обустройства: нового строитель ства и с учетом подключения к имеющимся на месторождении объектам
[26]. |
|
|
|
|
|
|
AQH = Кп hH |
р(Кн - |
0,3)Г(а - ыеу лин) - |
(а - |
big- ?3- ■ &жств- |
у лин)1 + |
^2 1) |
|
|
|
v |
ёж.окр. |
' J |
|
{Кп |
hH 0,33 |
р[А + (Кн —0,3) |
(а-Ы 8У ЛИн)]} ^ |
|
|
где AQH— дополнительная добыча нефти за счет повышения нефтеотдачи пласта, т; Кп — пористость коллекторов, доли ед.; hH— нефтенасыщенная толщина, м; р — плотность сетки скважин, скв./м2; Кн — нефтенасыщенность, доли ед.; Улин — линейная скорость фильтрации, м/сут.; gx .cTB~ дебит по жидкости бокового ствола, т/сут.; g-жшр. — средний дебит по жидко сти окружающих скважин, т/сут.; Я —абсолютная глубина залегания пла ста, м; А, а, в — коэффициенты, численные значения которых приведены в табл. 2.2.
При проведении оценки эффективности бурения БС его дебит по жид кости с вертикальной проходкой ствола по пласту принимается равным де биту окружающих добывающих скважин. При горизонтальной проходке
Т а б л и ц а |
2.3. Значения коэффициентов а, в, |
с в зависимости УЛин(<*пс) (2.3) для |
|
продуктивных пластов месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» |
|
||
|
Коэффициенты |
|
|
Индекс пласта |
ь |
|
|
|
а |
С |
|
АС, БС,_4 |
0,048 |
0,760 |
2,780 |
БСю_,2 |
0,134 |
1,075 |
2,560 |
БС16_22 |
0,067 |
0,658 |
1,680 |
ЮС, |
0,004 |
0,205 |
0,788 |
бокового ствола по пласту его ожидаемый дебит по жидкости определяется по упрощенной формуле:
ёЖ.ГОР. ” ёж.ОКР. |
( 2.2) |
ш(RK • |
hH) ’ |
Rc • |
L ) |
где Еж .горж. — дебит по жидкости из горизонтального бокового ствола, т/ сут.; L — длина горизонтальной части бокового ствола, м.
Определение линейной скорости фильтрации флюидов проводится по формуле
Улин — а ЬаПс + с<*пс» |
(2.3) |
где а Пс — коэффициент собственной поляризации пород; а, в, с — коэффи циенты, численные значения которых приведены в табл. 2.3.
2.4. Технические требования к выбору скважин для бурения боковых стволов
Все работы по строительству БС представляются следующими основны ми этапами:
—выбор скважин для ориентированного бурения из них боковых ство лов (в том числе с горизонтальным окончанием ствола);
—подготовительные работы к восстановлению (реконструкции) сква жин;
—выбор конструкции БС;
—выбор профиля и расчет траектории БС;
—вырезание секции («окна») в обсадной колонне;
—технология зарезки и бурения БС;
—крепление, освоение и вызов притока пластового флюида.
При выборе скважин для бурения из них БС необходимо исходить из оценки текущего состояния эксплуатационной колонны, качества ее крепления и фактического пространственного положения ствола сква жины.
Эксплуатационные колонны выше интервала установки цементного моста (интервала зарезания БС) по данным соответствующих приборов и опрессовки должны быть технически исправны, а траектории стволов ре
конструируемой и соседних скважин достаточно достоверными для исклю чения пересечения траекторий стволов.
При этом следует руководствоваться следующими основными требова ниями:
—пространственное положение интервала забуривания по отношению к горизонтальному эксплуатационному участку должно быть оптималь ным с точки зрения экономической целесообразности (величина от хода точки забуривания до начала эксплуатационного забоя должна быть минимальной, но не менее величины, определяемой допустимой интенсивностью искривления бокового ствола); максимально возмож ный отход от точки забуривания до начала эксплуатационного объекта (горизонтального участка) обусловливается техническими возможно стями буровой установки и особенностями геологического разреза скважины;
—допустимая величина разности азимутальных направлений основного ствола и горизонтального участка не должна превышать величины, определяемой техническими возможностями строительства БС;
—траектория БС должна иметь минимальную вероятность пересечения с существующими и проектными стволами соседних скважин;
—поиск оптимальных вариантов технико-экономической целесообраз ности использования бездействующих скважин для бурения БС с го ризонтальным участком должен осуществляться, как правило, с ис пользованием автоматизированных программ;
—при рассмотрении геолого-промысловой информации по малодебит ным скважинам, предлагаемым к зарезке в них боковых стволов, сле дует руководствоваться следующими критериями: текущий макси мальный и минимальный дебит нефти, падение динамических уров ней, текущее пластовое давление, эффективная толщина пласта, рас стояние до фронта нагнетания воды, выработанность запасов по уча стку бурения и их планируемые извлекаемые запасы, обводненность скважин, расчетные ожидаемые показатели работы скважин с БС (де
бит, динамика работы и др.).
Для выбора скважин, подлежащих реконструкции, необходимо иметь следующую информацию:
—месторождение (площадь);
—альтитуда устья;
—магнитное склонение местоположения скважины;
—инклинометрия ствола скважины;
—конструкция скважины;
—проектная глубина: а) по вертикали; б) 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 зенитный угол бокового ствола;
—допустимое изменение азимута;
—минимальный радиус кривизны БС;
—глубина по вертикали кровли продуктивного (базисного) пласта;
—значение коридора допуска для проводки горизонтального участка;
—величина репрессии на пласт;
—мощность продуктивного горизонта;