формуле (8.3.15) определяется длина дополнительного ствола; по формуле (8.3.19) - стоимость бурения.

Пример расчетов

Расчет оптимального профиля дополнительного ствола скважи­ ны, исходные данные:

—зенитный угол входа основного ствола скважины в продуктивный пласт: вн - 30°;

—расстояние между точками вскрытия пласта основным и допол­ нительными стволами, отход основного ствола от дополнительно­ го: Sj = 250 м;

—минимальный радиус искривления дополнительного ствола с уче­ том отхода основного ствола от дополнительного и имеющихся в наличиитехническихсредств комплекс для бурениядополнитель­ ных стволов, применяемый в ОАО “Томскнефть”, Кардвел, кото­ рый позволяет производить бурение дополнительного ствола со следующими радиусами искривления: 62,144, 190, 280, 340, 385, 450,525, 590,630 м. Из условия, что радиус искривления должен быть большечем отход основного ствола отдополнительного, при­

нимаем минимальный = 385 м;

—стоимость бурения дополнительного ствола на криволинейном участке: См*р = 10000 руб./м;

—стоимость бурения дополнительного ствола на прямолинейном участке: СМ”Р= 8900 руб./м (в ценах 1997 г.).

Проектирование криволинейного дополнительного ствола

Из условия проводки дополнительного ствола без установки от­ клоняющего клина получаем следующее.

Минимальный радиус искривления (формула 8.3.13) составляет 524 м; принимаем, с учетом имеющихся технических средств, R$ = 525 м. При этом оптимальный с экономической точки зрения угол входа дополнительного ствола в продуктивный пласт рассчиты­ вался по формуле (8.3.12) и составил вк = 84°. Длина дополнительно­ го ствола была найдена из выражения (8.3.8) и составляет 494,7 м, вер­ тикальная проекция дополнительного ствола (формула 8.3.11 ) равна 259,6 м, горизонтальнаяпроекция (формула 8.13.10) 400 м. Стоимость бурения определялась по формуле (8.3.13) и составляет Сб - 9894,15 тыс. руб. По данным инклинометрии основного ствола

скважины и по результатамрасчетов проекциидополнительного ство­ ла выясняется место зарезки дополнительного ствола в эксплуатаци­ онной колонне основного.

В случае установки отклоняющего клина, начальный зенитный угол дополнительного ствола составит 9Н- 33° (угол скосаложкакли­ на зависит от диаметра отбуриваемого ствола, жесткости используе­ мых бурильных труб, способа крепления дополнительного ствола и поэтому будет меняться в зависимости от конкретных условий. Ори­ ентировочно этот угол равен 2-4°).

Минимальный радиус искривления (формула 8.3.13) составляет 565 м; принимаем, с учетом имеющихся технических средств, R# = 590 м. При этом оптимальный с экономической точки зрения угол входа дополнительного ствола в продуктивный пласт рассчиты­ вался по формуле (8.3.12) и составляет вк = 83е. Длина дополнитель­ ного ствола была найдена из выражения (8.3.8) и составляет 514,8 м, вертикальная проекциядополнительного ствола (формула 8.3.11) рав­ на 264 м, горизонтальная проекция (формула 8.3.10) - 421,5 м. Сто­ имость бурения определялась по формуле (8.3.13) и составляет Сб= 10281,550 тыс. руб.

Проектирование дополнительного ствола комбинированного типа с одним криволинейным и прямолинейным участком

Таблица 8.3.1. Результаты расчетов возможных траекторий бурения дополнительного ствола

Минимальный радиус искривления R# = 62 м. Оптимальный угол входа дополнительного ствола в продуктивный пласт вк = 55° (фор­ мула 8.3.15). Вертикальная проекция дополнительного ствола, най­ денная по формуле (8.3.16), равна hd — 309,7 м, Sd— 429 м (формула 8.3.17). Стоимость бурения дополнительного ствола комбинирован­ ного типа рассчитывалась по формуле (8.3.19), при этом длина до­ полнительного ствола—по (8.3.18). С& = 7852,262 тыс. руб.

При проектировании комбинированного профиля дополнитель­ ного ствола, из условия установки отклоняющего клина, вн - 33е, = 62 м, угол входа дополнительного ствола в продуктивный пласт вк = 50,3‘, вертикальная проекция дополнительного ствола hd=491 м, горизонтальная проекция равна 568,9 м, его стоимость бу­ рения С6 ~ 10612,8 тыс. руб. Результаты расчетов сводим в таблицу 8.3.1, на основании которой к реализации принимается вариант ком­ бинированного дополнительного ствола без установки отклоняюще­

го клина, поскольку он самый дешевый.

9. РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ (РИР)

9.1.РИР, методы ликвидации негерметичности

вэксплуатационных колоннах, способы тампонирования

скважин

Работы по устранению негерметичности обсадных колонн заклю­ чаются в изоляции сквозных дефектов обсадных труб и повторной герметизации их соединительныхузлов (резьбовых соединений, сты­ ковочных устройств, муфт ступенчатого цементирования).

Повторная герметизация соединительныхузлов обсадных колонн состоит в том, что тампонированием поддавлениемликвидируютка­ налы негерметичностив соединительныхузлахобсадныхколонн. Кро­ ме того, при негерметичностирезьбовыхсоединенийобсадныхколонн применяют метод довинчивания обсадныхтруб с устья скважины.

Тампонирование негерметичныхрезьбовыхсоединений осадных ко­ лонн производят для ликвидации утечки жидких или газообразных флюидов из колонны через резьбовые соединения, являющиеся при­ чиной негерметичности колонн при опрессовке и источниками меж­ колонных проявлений во время эксплуатации скважин. В качестве тампонирующих материалов используют фильтрующиеся полимер­ ные составы, превращающиеся в предельном состоянии в газонепро­ ницаемый камень (отверждающиеся составы) или гель (гелеобразу­ ющие составы). Допускается использование тампонирующих соста­ вов на основе минеральных вяжущих, фильтрат которых отверждает­ ся или образует гель.

Докрепление негерметичных резьбовых соединений эксплуатацион­ ной колонны методом довинчивания обсадных труб с устья скважи­ ны применяют в вертикальных и наклонных скважинахдля ликвида­ ции негерметичности резьбовых соединений эксплуатационных ко­ лонн, расположенных в свободной, т. е. незацсментированной и неприхваченной части обсадной колонны, не заклиненной посторон­ ними предметами.

Ликвидация каналов негерметичности в стыковочных устройствах

и муфтах ступенчатого цементирования. Если негермстичноеть сты­ ковочного устройства или муфты ступенчатого цементирования ха­ рактеризуется лишь падением давления в процессе опрессовки и не­ прерывная прокачкажидкости при допустимыхдавлениях для колон­ ны невозможна, то каналы утечки изолируют одним из способов там­ понирования под давлением. Если пропускная способность каналов негерметичностипозволяет вести непрерывную закачку жидкости при допустимых для колонны давлениях, ремонтно-изоляционные рабо­ ты (РИР) проводят методами, используемыми для изоляции сквоз­ ных дефектов обсадных колонн.

Для изоляций сквозных дефектов в обсадных колоннах используют способы замены поврежденной части колонны, тампонирования под давлением или установку труб меньшего диаметра против дефекта.

Замену поврежденной части колонны производят при следующих условиях:

-дефектные и находящиеся выше них обсадные трубы расположе­ ны в незацементированной и неприхваченной части обсадной ко­ лонны, не заклиненной посторонними предметами;

-на извлекаемыхтрубахне установлены элементы технологической оснастки обсадныхколонн (центраторы, заколонные пакеры и др.);

-извлекаемые обсадные трубы расположены в обсаженной или не склонной к обвалам части ствола скважины;

-давление гидроразрыва окружающих горных пород в зоне дефекта колонны составляет менее 50% от давления опрессовки обсадной колонны, что обусловливаетнеэффективность применения цемен­ тирования под давлением;

-по условиям эксплуатации не допускается перекрытие дефекта колонны трубами меньшегодиаметра, уменьшающими проходное сечение колонны;

-грузоподъемность наземных сооружений и механизмов обеспечи­ вает подъем (спуск) извлекаемой части колонны.

Тампонирование сквозных дефектов обсадных колонн применяют в случаях, когда замена дефектной части колонны или перекрытие ее трубами меньшего диаметра не возможны по указанным причинам. При наличии нескольких дефектов в колонне последовательно там­ понируют каждый дефект сверху вниз. Местоположение его можно уточнить путем поинтервальной опрессовки колонны с помощью пакера.