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

 

пределах допустимого ресурса (срока службы, установленного изготовителем).

Применение оборудования, несоответствующего по классу климатическим условиям, не допускается.

На объекте должен быть план ликвидации возможных аварий с определением обязанностей каждого члена бригады.

Уровень опасных и вредных производственных факторов при бурении, креплении и освоении БГС не должен превышать допустимых значений, устанавливаемых действующими стандартами, санитарными нормами проектирования промышленных предприятий, а также гигиеническими нормами Минздрава Российской Федерации.

Типовые схемы обвязки устьевого оборудования и коммуникаций для каждого месторождения разрабатываются по согласованию с Госгортехнадзором и противофонтанной службой и утверждаются организацией, ведущей разработку месторождения.

 Перед началом работ по забуриванию нового ствола все перетоки в затрубном пространстве, выявленные в ходе исследования скважины, должны быть ликвидированы.

 Перед зарезкой нового ствола в обсадной колонне должен быть установлен цементный мост, наличие моста проверяется разгрузкой бурильного инструмента с усилием, не превышающим предельно допустимой нагрузки на цементный камень. Кроме того, цементный мост испытывается методом гидравлической опрессовки совместно с обсадной колонной и установленным на ней противовыбросовым оборудованием на давление, превышающее на 10% давление при возникновении газонефтеводопроявлений или при эксплуатации.

 Вырезка "окон" в обсадных колоннах должна производиться специальными 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".

Пространственное положение нового ствола должно исключить возможность вредного влияния на другие скважины месторождения (действующие, законсервированные, ликвидированные), расположенные вблизи проектной траектории нового ствола скважины.

Зарезка и проводка новых стволов в обсаженных скважинах на месторождениях с высоким содержанием в продукции сероводорода должна осуществляться с учетом положений, соответствующих нормативным документам и требованиям настоящих Правил.

 Приемка в эксплуатацию реконструированной скважины производится

 

 

в порядке, установленном для приемки вновь построенных скважин.

При бурении БГС в области охраны окружающей среды главным требованием является минимальное воздействие на почвенный покров, водоемы различного назначения, растительность и животный мир путем реализации экологически малоопасных и малоотходных технологий бурения скважин.

 Источниками загрязнения объектов гидро и литосферы (поверхностных и подпочвенных вод, почвогрунтов, почвенно-растительного покрова, болот и т.п.) при бурении скважин являются:

- рабочая площадка (буровой раствор, техническая вода);

- насосная группа (буровой раствор, техническая вода, ГСМ);

- циркуляционная система и блок очистки буровых растворов (буровой раствор, буровой шлам, техническая вода);

- узел приготовления бурового раствора (буровой раствор, техническая вода, химические реагенты);

- склад хранения химических реагентов и материалов;

- цементировочная техника (агрегаты, смесительные машины);

- техника для освоения скважин;

- буровые сточные воды (БСВ), образующиеся при работе механизмов и устройств;

- химические реагенты и материалы для приготовления и обработки буровых и тампонажных растворов;

- пластовые минерализованные воды и продукты освоения скважины;

- горючесмазочные материалы (ГСМ);

- продукты сгорания топлива при работе двигателей внутреннего сгорания и котельной;

- загрязненные ливневые сточные воды;

- хозяйственно-бытовые жидкие и твердые отходы.

Опасность для окружающей среды представляют водонефтегазопроявления, особенно при аварийных ситуациях, т.е. выбросах нефти и газа. В связи с этим обязательно предусмотреть установку противовыбросового оборудования (превенторов).

При бурении должна использоваться замкнутая циркуляционная система, исключающая потери и разлив бурового раствора, обслуживание механизмов которой должно проводиться ежесменно.

Для приготовления и обработки бурового раствора используются нетоксичные или малотоксичные экологически малоопасные химические реагенты и материалы отечественного или импортного производства.

 

 

С целью уменьшения объема отходов бурения предусмотреть возможность повторного использования бурового раствора для бурения новой скважины (БГС).

 

 

Для утилизации отходов рекомендуется применять технологию безамбарного строительства скважин с использованием для очистки буровых

растворов технических средств отечественного или импортного производства: высокоскоростных вибросит и центрифуг. При утилизации шламовых отходов возможны различные варианты. В первом случае очистку и переработку шламовых отходов предлагается осуществлять с использованием оборудования фирмы “ R&B Industrial supply compani”, США. При этом обеспечиваются полные утилизация и переработка отходов бурения. Следующий, менее предпочтительный, вариант заключается в вывозе отходов в специально отведенное место, согласованное с местными контролирующими органами, для последующего захоронения. По согласованию с территориальными контролирующими органами допускается захоронение экологически безопасных отходов в теле кустовой площадки. Осветленная жидкая фаза может быть закачана в нефтесборные сети.

Приготовление и обработку бурового раствора химическими реагентами следует производить в специальном блоке, исключающем попадание компонентов бурового раствора в почву и водные объекты.

Применение токсичных материалов в процессе цементирования является недопустимым.

 Все работы по цементированию осуществляются с установкой техники на специальной площадке у устья скважины. Не допускаются разливы жидких отходов цементирования, в том числе загрязненной воды от промывки нагнетательных трубопроводов и техники после цементирования, на буровую площадку.

 Не допускать сифона из бурильных труб и осуществлять контроль за доливом бурового раствора при подъеме бурильного инструмента.

 Для снижения степени загрязнения наружная поверхность поднимаемых из скважины бурильных труб должна очищаться от бурового раствора специальными обтираторами.

В процессе освоения обеспечить герметичность всех коммуникаций. При обнаружении пропусков принять все меры к устранению. Производить освоение скважины непосредственно в нефтесборные сети или специальные емкости. Хранение солевых растворов осуществлять в специальной емкости.

Доставка ГСМ и вывоз их остатков после окончания бурения должны осуществлятся спецтранспортом или в герметичных емкостях. Учет прихода и расхода ГСМ, а также отработанных масел необходимо вести в отдельном журнале. Не допускать замазученности кустовой площадки. В случае аварийных разливов ГСМ на почву, с целью задержания распространения, использовать материалы – сорбенты (торф, древесные стружки, опилки, песок).

 

Заключение

 

На основе проведённых иследованний технико — экономических показателей предприятия «Газпром добыча Надым» с учётом охраны труда этого предприятия можно сделать вывод о целесообразности проведения зарезки бокового ствола для интенсификации притока флюида и увеличения дебита рассматриваемой скважины.

Разбуривание нефтяных месторождений горизонтальными скважинами является эффективным методом формирования оптимальной системы разработки и восстановления продуктивности месторождений на поздней стадии эксплуатации. Вскрытие продуктивной толщи горизонтальным стволом увеличивает площадь фильтрации, исключает возможность поступления воды в процессе эксплуатации, что особенно эффективно для низкопроницаемых коллекторов и с вертикальной трещиноватостью. Дебит горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными увеличивается в 2-4 раза на нефтяных скважинах.

 

 

 

12 Список использованной литературы

1. В.М. Шенбергер, Г.П. Зозуля,М.Г. Гейхман,И.С. Матиешин,

А.В. Кустышев, «Техника и технология строительства  боковых стволов

в нефтяных и газовых скважинах», Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. - 574 с.

2. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М.: Госгортехнадзор РФ, 2003.-178 с.

3. Басарыгин Ю.М. «Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин». Учеб. для ВУЗов / Ю.М

4. Зозуля Г.П., Шенбергер В.М., Карнаухов М.Л. и др. «Расчеты при капитальном ремонте скважин». Учеб. пособие для ВУЗов. Тюмень: ТюмГНГ'У, 2003, - 188 с.

5. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин” А.Д.Амиров,

С.Т.Овнатанов, А.С.Яшин – Москва “Недра”, 1975 г.

6. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Гераськин В.Г. «Строительство наклонных и горизонтальных скважин». – М.: Недра, 2000.

7. Калинин А.Г., Никитин Б.А.,Солодкий К.М., Султанов Б.З. «Бурение наклонных и горизонтальных скважин» - М.: «Недра», 1997, 649 с.

8.   Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Проселков Ю.М. «Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин»: Учеб. для вузов. – М.: ООО «Недра – Бизнесцентр», 2001. – 543 с.: ил.

9.  Сароян А.Е., Щербюк Н.Д., Якубовский Н.В. «Трубы нефтяного сортамента» Справочное руководство. Изд.2., перераб. и доп. – М.: «Недра», 1976. 504 с.

10.  Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С. «Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин». М.: Недра, 1984 г.

11. РД 5753490-0022-2000 «Технологический регламент на бурение из обводненных и бездействующих эксплуатационных скважин боковых стволов с горизонтальным участком».