Разработка проекта строительства дополнительного ствола из бездействующей скважины 8224 куста (стр. 13 из 14)

где

- внутренний диаметр колонны-хвостовика, = 99,2 мм;

- наружный диаметр БТ, = 89 мм;

- длина БТ, 1347 м.

3,75+13,26+5+0,075 = 22,76 мин.

В результате проведенных расчетов принимаем решение закачать в скважину

6,07

цементного раствора и продавить его продавочной жидкостью в объеме

21,35

. Общее время цементирования составит 22,76 минут.

10 ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН С БОКОВЫМИ СТВОЛАМИ

Под освоением понимают комплекс работ по вызову притока нефти или газа, продукции пласта, очистки приствольной зоны от загрязнения и обеспечения условий для получения возможного наибольшего дебита скважины. Все способы освоения скважин основаны на создании депрессии на пласт. Условие притока жидкости к забою скважины

.

Существует шесть способов вызова притока из продуктивного пласта:

1. Снижение гидростатического давления за счет уменьшения плотности промывочной жидкости, путем перехода с более тяжелой промывочной жидкости на более меньшую плотность (глинистый раствор), замена на раствор с малым содержанием твердой фазы (полимер глинистого раствора),на полимер эмульсия первого рода масло в воде, этот способ применяется при высоких пластовых давлениях, когда скважину планируют эксплуатировать фонтанным способом.

2. Компрессорный способ, когда плотность промывочной жидкости уменьшается за счет ее аэрации воздухом, при этом спускаются НКТ и компрессор закачивает воздух или азот.

3. Способ снижения уровня жидкости в колонне путем ее откачки погружными центробежными насосами. В этом случае на колонне НКТ спускается погружной центробежный насос под расчетный уровень. Применяется при нормальных и низких пластовых давлениях.

4. Свабирование – снижение уровня жидкости в колонне за счет использования сваба, (поршень, клапан, полый шток). Испльзуется при низких пластовых давлениях.

5. Закачка аэрированной жидкости.

6. Закачка пенных систем.

После проведения работ по креплению бокового ствола и его вторичного вскрытия при необходимости перфорацией для вызова притока нефти или газа необходимо создать определенную депрессию на пласт путем:

- замены жидкости глушения на жидкость с меньшей плотностью;

- снижения уровня жидкости в эксплуатационной колонне поршневанием (свабированием);

- очистки призабойной зоны, вызова притока и исследования скважины с применением струйных насосов (установка УПОС-СА-1);

- замены жидкости глушения выше интервала перфорации на техническую воду, нефть с последующим вызовом притока азотной установкой ПАХК-9/160;

- замены жидкости глушения на техническую воду и вызова притока пенной системой с применением бустерной установки УНБ1-160х40БК или эжектора ЭЖГ-1 в сочетании с компрессорами СД 9/101 или ПКС 7/100 и цементировочным агрегатом 3ЦА-320М.

Выбор способа и параметров освоения скважин предопределяется в первую очередь условиями вскрытия пласта бурением, качеством и условиями цементирования, перфорации, технологическим режимом глушения скважины, гидродинамической характеристикой и условиями залегания продуктивного пласта, назначением скважины (добывающая или нагнетательная), способом и стадией разработки месторождения.

Рассматриваемую скважину осваиваем заменой скважинной жидкости на облегченную промывочную жидкость(глинистый раствор).

Колонну НКТ спускают почти до забоя, если продуктивный пласт сложен хорошо устойчивой породой, или примерно до верхних отверстий перфорации, если порода недостаточно устойчива. Замену жидкости обычно ведут способом обратной циркуляции: передвижным поршневым насосом в межтрубное пространство закачивают жидкость, плотность которой меньше плотности промывочной жидкости в эксплуатационной колонне. По мере того, как более легкая жидкость заполняет межтрубное пространство и вытесняет более тяжелую жидкость в НКТ, давление в насосе возрастает. Оно достигает максимума в тот момент, когда легкая жидкость подходит к башмаку НКТ (рис. 6).

, (63)

где

и - плотности тяжелой и облегченной жидкостей, кг/м³; - глубина спуска колонны НКТ, м; и - гидравлические потери в колонне НКТ и в межтрубном пространстве, Па.

Это давление не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны

. (64)

Путем совместного решения уравнений (117) и (118) можно найти предельно допустимое снижение плотности жидкости в колонне (

) за один цикл циркуляции в случае, если продуктивный пласт сложен устойчивой породой. Если же порода слабоустойчива, величину снижения плотности за один цикл циркуляции уменьшают еще более, порою до =150 - 200 кг/м³. При планировании работ по вызову притока следует учитывать это и заблаговременно готовить емкости с запасом жидкостей соответствующих плотностей, а также оборудование для регулирования плотности

Рис. 6 - Схема расчета наибольшего давления в межтрубном пространстве у устья при замене тяжелой жидкости на более легкую: 1 – закачиваемая облегченная жидкость; 2 – тяжелая промывочная жидкость; 3 – НКТ; 4 – эксплуатационная обсадная колонна

При закачивании более легкой жидкости следят за состоянием скважины по показаниям манометров и по соотношению расходов закачиваемой в межтрубное пространство и вытекающей из НКТ жидкостей. Если расход выходящей жидкости увеличивается, это признак начавшегося притока из пласта. В случае быстрого увеличения расхода на выходе из НКТ и падения давления в межтрубном пространстве выходящий поток направляют через линию со штуцером.

Если замены тяжелой промывочной жидкости на чистую воду или дегазированную нефть недостаточно для получения устойчивого притока из пласта, прибегают к другим способам увеличения депрессии или стимулирующего воздействия.

11 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПЕРСОНАЛА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ БОКОВОГО СТВОЛА

Целесообразность и возможность использования бездействующего фонда скважин, а также ранее ликвидированных скважин путем их реконструкции устанавливается компетентной комиссией, создаваемой недропользователем в установленном порядке.

Основанием для принятия решения являются результаты предварительного исследования состояния скважины и оценки надежности используемой части ее крепи в процессе дальнейшей эксплуатации.

Окончательное решение о реконструкции скважины принимается пользователем недр после согласования с территориальным органом Госгортехнадзора России.

Перед началом работ по зарезке нового ствола, а при необходимости и исследовательских работ, устье скважины должно быть оборудовано противовыбросовым оборудованием. Устье скважины вместе с ПВО должно быть опрессовано на давление, превышающее на 10% максимально возможное пластовое давление во вскрытом стратиграфическом разрезе.

Расконсервация, ремонтно-восстановительные работы и проходка новых стволов в законсервированных и ликвидированных скважинах производится в соответствии с документацией, разработанной, согласованной и утвержденной в порядке, установленном законодательством.

Выбор оборудования, уровень его комплектации техническими средствами, оснащенность КИП устанавливается проектом применительно к характеру и видам планируемых ремонтно-восстановительных работ и операций, с учетом обеспечения безопасности в процессе проходки нового ствола.

К работам по восстановлению бездействующего и ликвидированного фонда скважин допускаются рабочие и специалисты, имеющие соответствующую подготовку и прошедшие инструктаж по безопасному ведению специфических работ.

Оборудование и инструмент, применяемые при бурении БГС, должны иметь технические паспорта. На объекте должен постоянно находиться комплект инструкций по эксплуатации всего оборудования, механизмов и инструмента.

Эксплуатация оборудования с нарушением инструкций запрещается. Эксплуатация оборудования и инструмента должна осуществляться в