книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах
..pdfокончания «армии окна:
Длина |
В*£ |
Обороты |
2JLSH |
460-1380 кг |
60-80 |
60-ао СМ |
900-1ВОР кг |
80-100 |
1.2-2.1 м |
1360-2260кг 80-100 |
|
2.4 -4 И |
900-1800 кг |
80-100 |
Посла аапоаки окна поднять
Спустить 6урокую компоновку и
проОурнтъ боковой ствол ■ соотяатстяии со стандартной
матодикой бурения.
Щелевой
фильтр
Заколонный Заколонный Башмак пакер пакер
Рис. 17.15. Многоствольная скважина 3-его уровня (Baker Oil Tools).
Фаза 10: Прорезать окна и пробурить боковой ствол.
номера долота и забойного двигателя). Переводники использовать согласно «Технологическому регламенту по учету и движению переводников» от 17 мая 2001 г.
21.Произвести инструктаж и обучение состава бригады КРС правилам пользования переговорной связью и монитором бурильщика (DDU).
22.После каждого долбления перед подъемом производить контрольные
25.После вскрытия продуктивного горизонта произвести замену бурово го раствора на свежеприготовленный в солерастворном узле биополимерный раствор на полимерной основе, не содержащий глинистой фазы, с па раметрами соответственно ГТН и указаниями супервайзера фирмы ИКФ.
26.Во время бурения поддерживать производительность насоса при уг лах до 35°С — не менее 7 л/с; при углах 35—60°С и более — не менее 8 л/с.
27.При увеличении удельного веса раствора более чем на 0,02 г/см куб. произвести по согласованию с технологическим отделом выравнивание па раметров раствора до проектных значений, при необходимости выполнить очистку бурового раствора с помощью центрифуги.
28.При необходимости произвести проработку ствола роторным спосо бом компоновкой: конусный фрез d — 124 мм; калибратор d — 123,8 мм — 2 шт. СБТ 73 мм до устья. Крутящий момент не должен превышать 900 кгс/м.
29.В случае резкого снижения скорости проходки на 40 % и более или увеличения рабочего давления на стояке манифольда на 20 атм. и более по сравнению с первоначальным при такой же нагрузке на долото прекратить углубление скважины и сменить долото. После чего продолжить бурение до проектной глубины, промыв скважину двукратным объемом раствора.
30.В случае отказа в работе телесистемы поднять телесистему. Устра нить неисправность и продолжить бурение до проектного забоя.
31.При отклонении фактического профиля ствола скважины от проект ного из-за недостаточной интенсивности набора кривизны существующей компоновкой произвести смену забойного двигателя с кривым переводниковым переводником согласно рекомендациям ведущего инженера теле метрической партии и продолжить бурение.
32.Перед подъемом компоновки промыть забой скважины в течение 1-го цикла с производительностью насосов 8—9 л/с с параметрами ДНС не менее 90 дПа и СНС 25/30 дПа.
33.Поднять инструмент с телесистемой на СБТ 73 мм.
34.При комплексе ГИС (ВЭМКЗ, резистивиметр) в интервале 150 м вы ше «окна» — забой с целью определения продуктивного горизонта.
35.Произвести проработку бокового ствола роторным способом (ско рость вращения 100—110 об/мин, вниз и вверх) с промывкой с производи тельностью насосов 13—14 л/с с параметрами ДНС не менее 90 дПа и СНС
25—30 л/с в интервале от « окна» до забоя компоновкой: конусный фрез d — 124 мм; калибратор d — 123,8 мм — 2 шт.; СБТ 73 мм до устья. Крутя щий момент не должен превышать 900 кгс/м.
36.Получить разрешение главного инженера УЗБС и КРС на крепление 1-го бокового ствола.
37.Произвести спуск и цементаж колонны по дополнительному плану.
38.После спуска хвостовика провести ГИС (ГК, ЛМ) по привязке «голо вы» хвостовика.
Второй боковой ствол.
39.Произвести вырезание «окна» системой «Window Master» согласно инструкции по работе с «Windov Master» (использовать извлекаемый кли- но-отклонитель). Произвести углубление в горной породе до глубины на 7 метров ниже головы клина-отклонителя.
40.Произвести очистку скважины и бурового раствора от металлической стружки (10—12 циклов). По окончании очистки раствора мастеру и инже неру ТС составить двухсторонний акт готовности скважины к работе с те лесистемой.
41.Выполнить расстановку и подключение оборудования телесистемы.
42. Подготовить компоновку низа бурильной колонны и компоновку бу рильной колонны согласно расчету начальника партии ИТС, замерить длину и диямстр компоновки, занести в вахтовый журнал с эскизом (записать номера долота и забойного двигателя). Переводники использовать согласно
«Технологическому регламенту по учету и движению переводников» от 17 мая 2001 г.
43.Спустить в скважину данную компоновку на СБТ 73 мм с замером до «окна». Перед входом в прорезанное «окно» за 10 метров скорость спуска должна быть 0,1 м/с. При непрохождении компоновки в «окна» запрещает ся проворачивать компоновку ротором. Необходимо приподнять компо новку выше «окна», провернуть ее на 90 градусов, пройти в «окно». Дойти до забоя, вызвать циркуляцию.
44.Осуществить бурение бокового ствола по плану работ на проводку скважины, строго следуя указаниям ведущего инженера ИТС, до проектной глубины (глубина проектного забоя может быть откорректирована в зави симости от фактического профиля бокового ствола). Замер параметров бу рового раствора производить каждые 60 минут и заносить в вахтовый жур нал. При изменении параметров раствора докладывать мастеру. В открытом стволе не оставлять инструмент без движения и циркуляции. Во время бу рения постоянно контролировать и своевременно очищать магниты, уста новленные в системе циркуляции и очистки бурового раствора.
45.Во время бурения поддерживать производительность насоса при уг лах до 35°С — не менее 7 л/с; при углах 35—60°С и более — не менее 8 л/с.
46.При увеличении удельного веса раствора более чем на 0,02 г/см куб. произвести по согласованию с технологическим отделом выравнивание па раметров раствора до проектных значений, при необходимости выполнить очистку бурового раствора с помощью центрифуги.
47.При необходимости произвести проработку ствола роторным спосо бом компоновкой: конусный фрез d — 124 мм; калибратор d -123,8 мм — 2 шт. СБТ 73 мм до устья. Крутящий момент не должен превышать 900 кгс/
м.
48.В случае резкого снижения скорости проходки на 40 % и более или увеличения рабочего давления на стояке манифольда на 20 атм. и более по сравнению с первоначальным при такой же нагрузке на долото прекратить углубление скважины и сменить долото. После чего продолжить бурение до проектной глубины, промыв скважину двукратным объемом раствора.
49.В случае отказа в работе телесистемы поднять телесистему. Устра
нить неисправность и продолжить бурение до проектного забоя.
50. При отклонении фактического профиля ствола скважины от проект ного из-за недостаточной интенсивности набора кривизны существующей компоновкой произвести смену забойного двигателя с кривым переводни ком согласно рекомендациям ведущего инженера телеметрической партии
и продолжить бурение. |
u |
. |
51. Перед подъемом компоновки промыть забой скважины в течение |
|
го цикла с производительностью насосов 8—9 л/с с параметрами ДПС не менее 90 мПа и СНС 25/30 дПа. u
52.Поднять инструмент с телесистемой на СБТ 73 мм.
53.По согласованию с геологической службой НГДУ провести комплекс
ГИС (ВЭМКЗ) в интервале 150 м выше «окна» - забои с целью определе
ния продуктивного горизонта. /nvn 54. Произвести проработку бокового ствола роторным способом (ско-
рость вращения 100—110 об/мин., вниз и вверх) с промывк р тельностью насосов 13—14 л/с с параметрами ДНС не ме
Т а б л и ц а 17.2. Эффективность применения методов воздействия на пласты место рождений НГДУ «Сургутнефть» на период 2001—2015 г.г.
|
|
Едини |
Количество скважиноопераций и до |
|||||
|
|
полнительная добыча нефти по годам |
||||||
|
|
ца из- |
||||||
Вид воздействия |
Показатели |
|
разработки шт./тыс.т |
|
||||
мере- |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
ния |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
|
|
|
|
||||||
ОПЗ химическими |
кол-во скв.опер. |
шт. |
502 |
538 |
598 |
655 |
685 |
|
методами |
доп. доб. нефти |
тыс.т |
238,6 |
251,4 |
262,5 |
278,5 |
291,7 |
|
|
||||||||
ОПЗ физическими |
кол-во скв.опер. |
шт. |
9 |
16 |
18 |
21 |
24 |
|
методами |
доп. доб. нефти |
тыс.т |
11,4 |
11,0 |
11,9 |
12,8 |
13,8 |
|
Перфорационные |
||||||||
кол-во скв.опер. |
шт. |
119 |
98 |
75 |
77 |
65 |
||
методы |
доп. доб. нефти |
тыс.т |
106,9 |
83,1 |
57,6 |
51,9 |
44,0 |
|
|
||||||||
Депрессионные ме- |
кол-во скв.опер. |
шт. |
30 |
39 |
47 |
51 |
54 |
|
тоды |
доп. доб. нефти |
тыс.т |
33,3 |
35,1 |
36,6 |
33,8 |
33,7 |
|
|
||||||||
Изоляционные ме- |
кол-во скв.опер. |
шт. |
41 |
40 |
45 |
42 |
43 |
|
тоды |
доп. доб. нефти |
тыс.т |
27,0 |
22,1 |
20,8 |
18,5 |
18,0 |
|
|
||||||||
Бурение боковых |
кол-во скв.опер. |
шт. |
45 |
70 |
66 |
73 |
72 |
|
стволов |
доп. доб. нефти |
тыс.т |
114,4 |
238,8 |
399,7 |
506,2 |
591,2 |
|
|
||||||||
ГРП |
кол-во скв.опер. |
шт. |
80 |
35 |
30 |
25 |
20 |
|
|
доп. доб. нефти |
тыс.т |
695,0 |
703,7 |
612,9 |
485,5 |
399,8 |
|
Бурение горизон- |
кол-во скв.опер. |
шт. |
|
|
|
|
|
|
тальных скважин |
доп. доб. нефти |
тыс.т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Выравнивание про- |
кол-во скв.опер. |
шт. |
304 |
308 |
311 |
310 |
301 |
|
филя приемистости |
доп. доб. нефти |
тыс.т |
210,9 |
246 |
247,2 |
241,9 |
243,3 |
|
Выравнивание |
кол-во скв.опер. |
шт. |
191 |
190 |
198 |
190 |
198 |
|
фронта вытеснения |
доп. доб. нефти |
тыс.т |
264,3 |
312,6 |
395,3 |
440,3 |
501,2 |
|
Гидродинамиче- |
кол-во скв.опер. |
шт. |
155 |
154 |
159 |
160 |
164 |
|
ские методы |
доп. доб. нефти |
тыс.т |
103,8 |
96,7 |
94,2 |
92,9 |
92,6 |
|
|
||||||||
Термогидрогазо- |
кол-во скв.опер. |
шт. |
|
|
|
|
|
|
воздействие |
доп. доб. нефти |
тыс.т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Глубокое воздейст |
объем р-ра pear. |
тыс.м3 |
140 |
162 |
100 |
320 |
|
|
вие на пласт |
доп. доб. нефти |
тыс.т |
28,2 |
88,4 |
127,0 |
166,7 |
174,2 |
|
|
||||||||
Всего по НГДУ |
кол-во скв.опер. |
шт. |
1490 |
1504 |
1557 |
1636 |
1626 |
|
«Сургутнефть» |
доп. доб. нефти |
тыс.т |
1833,8 |
2088,9 |
2265,8 |
2328,9 |
2404,1 |
|
|
25—30 л/с в интервале от «окна» до забоя компоновкой: конусный фрез d — 124 мм; калибратор d — 123,8 мм — 2 шт.; СБТ 73 мм до устья. Крутя щий момент не должен превышать 900 кгс/м.
55.Поднять компоновку.
56.Подготовить компоновку в следующей последовательности: извле кающий трюк; отбойный ясс; ловильный ясс; переводник под гироскоп; УБТ 73 мм — 5 шт.; СБТ 73 мм — до устья. Выставить муфту гироскопа по извлекателю.
57.Спустить компоновку до глубины выше 5 м от «головы» отклоните-