Выбор скважин для бурения боковых стволов

СОДЕРЖАНИЕ

стр.

Введение………………………………………………………………………………….4

1 Выбор скважин для бурения боковых стволов…………………………………….4

2 Проектирование бурения боковых стволов ………………………………………..6

3 Подготовительные работы к бурению боковых стволов………………………...13

4 Бурение бокового ствола с извлечением части эксплуатационной колонны…..15

5 Бурение бокового ствола с вырезанием части эксплуатационной

колонны в интервале зарезания…..………………………………………………..16

6 Бурение боковых стволов с установкой клин - отклонителя конструкции

ТатНИПинефть…..………………………………………………………………….19

7 Углубление забоя в существующей скважине……………………………………24

8 Буровые растворы при бурении бокового ствола……………………………….. 25

9 Конструкция и крепление боковых стволов……………..……………………….30

9.1 Конструкция боковых стволов………………………………………………..30

9.2 Крепление боковых стволов…………………………………………………..34

10 Вторичное вскрытие продуктивных пластов…………………………………… 43

11 Охрана труда и техника безопасности……………………………………………45

12 Перечень нормативных документов, использованных при составлении

регламента…….........................................................................................................46

Приложение А (рекомендуемое) Методика определения максимального

рабочего и испытательного давлений эксплуатационных колонн.......49

 

 

ВВЕДЕНИЕ

В связи с вступлением основных нефтяных месторождений ОАО «Татнефть» в позднюю стадию разработки и естественным ограничением возможностей вторичных методов разработки ежегодно увеличивается количество нерентабельных скважин. В то же время в продуктивных пластах остается еще значительное количество невыработанных запасов углеводородов в застойных зонах и в «линзах».

Решением проблемы извлечения таких запасов и реанимации бездействующих скважин является восстановление этих скважин строительством боковых стволов. Объем бездействующих и нерентабельных скважин в ОАО «Татнефть» составляет более 14,0 % от фонда добывающих скважин и потенциальная добыча нефти по ним может составлять более миллиона тонн в год. Восстановление бездействующего фонда скважин бурением бокового ствола обходится дешевле в среднем на 40%, чем бурение новых скважин. В условиях острого дефицита инвестиций строительство боковых стволов является эффективным средством интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.

Строительство боковых стволов позволяет:

- восстановить фонд эксплуатационных скважин;

- увеличить продуктивность или приемистость ранее пробуренных скважин;

- сократить затраты времени и средств на проведение работ по обустройству и подключению скважин к системе сбора и закачки;

- вскрыть и подключить к разработке оставшихся целиков и пропущенных нефтяных пластов.

 

КОНСТРУКЦИЯ И КРЕПЛЕНИЕ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

Конструкция боковых стволов

 

9.1.1 Боковые стволы проектируются к бурению из скважин, обсаженных колоннами с диаметром 146 мм и 168 мм. По данным ГИС проводится расчёт эксплуатационной колонны по методике, приведённой в приложении А, для оценки её соответствия условиям и задачам эксплуатации скважины. В случае несоответствия эксплуатационной колонны условиям эксплуатации производится спуск и цементирование дополнительной колонны до устья скважины по дополнительному плану. Для боковых стволов рекомендуются обсадные трубы диаметром 101,6 мм и 110 мм (114,3 мм). Размеры обсадных труб приведены в таблице 11.

Таблица 11 – Размеры обсадных труб

Диаметр трубы, мм	Диаметр муфты, мм
наружный	внутренний	наружный	внутренний
101,6	88,6		90,0
110,0	97,0		98,5
114,3	99,6		101,1

 

9.1.2 Боковой ствол может быть представлен двумя вариантами конструкции эксплуатационного забоя:

- открытого типа со спуском фильтров или без;

- закрытого типа со сплошным цементированием «хвостовика», включая интервал горизонтального участка.

Конструкция открытого типа предусматривает цементирование верхней части дополнительной колонны или «хвостовика». При конструкции эксплуатационного забоя закрытого типа осуществляется сплошное цементирование дополнительной колонны или «хвостовика» в одну или две ступени.

9.1.3 Крепление БС предусматривает обсаживание пробуренного ствола «хвостовиком» со спуском его на разъединительном устройстве конструкции Лениногорского УБР. «Голова» «хвостовика» должна находиться выше интервала зарезки бокового ствола на 70-100 м. Варианты конструкций «хвостовиков» с использованием технических средств СП «Удол» и Лениногорского УБР приведены на рисунках 3 и 4. Возможно применение и других конструкций хвостовиков, не ухудшающих качество заканчивания бокового ствола.

9.1.4 В случае открытого забоя компоновка «хвостовика» включает:

- посадочный адаптер (разъединитель);

- подвеску «хвостовика»;

- обсадные трубы;

- пакер с муфтой манжетного цементирования или пакер-манжету;

- «стоп» кольцо и обратный клапан;

- патрубок цементировочный и заглушку;

- фильтры, центраторы и башмак.

или

- посадочный адаптер (разъединитель);

- обсадные трубы;

- пакер с муфтой манжетного цементирования или пакер-манжету;

- «стоп» кольцо и обратный клапан;

- патрубок цементировочный и заглушку;

- фильтры, центраторы и башмак.

В случае закрытого эксплуатационного забоя конструкция «хвостовика» следующая:

- посадочный адаптер;

- подвесное устройство;

- обсадные трубы;

- центраторы;

- стоп-кольцо и обратный клапан;

- перфорированный патрубок;

- башмак.

 

Крепление боковых стволов

 

9.2.1 В процессе углубления скважины и подготовки ствола скважины к креплению, вскрытые зоны водопроявлений и поглощений бурового раствора ликвидировать согласно РД 39-0147585-232-01 по дополнительному плану.

Перед вскрытием продуктивного пласта в процессе бурения ствол скважины опрессовать на минимальное пробное давление, которое на 10 % ниже расчетного, создаваемого давлением столба тампонажного раствора в кольцевом пространстве.

9.2.2 Обязательным условием для беспрепятственного спуска обсадной колонны и качественного крепления скважины по данной технологии является использование в процессе бурения, по меньшей мере, одного из перечисленных наддолотных устройств: УБТ, забойного двигателя, центратора, калибратора, кольмататора (РД 39-0147585-219-01 Инструкция по применению эжекционного забойного кольмататора-калибратора спирального для строительства скважин с боковыми стволами) диаметром, не менее диаметра используемых обсадных труб.

9.2.3 После проведения окончательного каротажа технологическая служба совместно с геологической службой бурового предприятия должна составить план работ на крепление скважины обсадной колонной, согласовать с заказчиком и утвердить главным инженером бурового предприятия.

Сочетания диаметров долот, центраторов и обсадных колонн представлены в таблице 12.

Таблица 12

Наименование	Диаметр долота, мм
	139,7
1 Диаметр обсадной трубы, мм	101,6	101,6; 110,0 114,3	101,6; 110,0 114,3
2 Длина корпуса ЖЦ, мм	90,0	90,0	90,0
3 Расчетный проходимый диаметр ЖЦ, мм	119,0	134,0	138,0
4 Номинальный зазор по трубе, мм	11,2	19,05; 14,85 12,7	22,2; 17,0 15,85
5 Номинальный зазор по муфте, мм	7,0	14,85; 11,35 6,35	17,0; 13,5 8,5

 

9.2.4 До начала вскрытия продуктивного горизонта на буровую завезти согласно плана работ:

- обсадные трубы;

- башмачный патрубок с муфтой и корончатым башмаком;

- обратные клапаны;

- переводники для промывок;

- разъединительное устройство «хвостовика» в комплекте с продавочными пробками;

- центраторы ЖЦ;

- смазку для резьбовых соединений.

9.2.5 Сортировку труб по толщине стенок и группе прочности, замер геометрических параметров труб, резьбовых соединений, шаблонировку и гидравлическое испытание производить на трубных базах или на специальных площадках. Давление опрессовки должно превышать расчетное рабочее давление при цементировании скважины в полтора раза, но не более допускаемого согласно ГОСТ 632-80.

9.2.6 Погрузка, транспортировка, разгрузка, укладка труб на буровой должны осуществляться согласно «Сборнику инструкций, регламентов и РД по технологии крепления скважин на месторождениях АО «Татнефть» РД 39-0147585-201-00.

9.2.7 Завезенные на буровую обсадные трубы должны иметь надпись на теле трубы несмываемой краской: номер смены, порядковый номер.

На весь комплект труб, включая башмачный патрубок, «хвостовика», а также обратные клапаны и подвеску, представить паспорта, где отразить номера и типоразмеры, давление опрессовки, тип резьбы, группу прочности стали.

9.2.8 Перед спуском труб в скважину осмотреть их по телу и резьбовым соединениям. На трубах, имеющих видимые повреждения, препятствующие их использованию по назначению, сделать надпись «брак» и откатить их в сторону. Замерить длину труб, занести ее в ведомость, указать номер трубы в порядке спуска на теле трубы в 1,5 - 2 м от муфты.

В процессе спуска каждая труба должна быть шаблонирована жестким двойным шаблоном, диаметр которого на 3 мм меньше внутреннего диаметра обсадной трубы, а длина не менее 150 мм. Буровой мастер должен назначить лицо, ответственное за шаблон под роспись в буровом журнале.

9.2.9 Перед спуском «хвостовика» ствол скважины проработать роторной компоновкой, включающей: долото, переводник, бурильные трубы, на качественном буровом растворе с параметрами, согласно ГТН. Скорость проработки интервала продуктивного пласта выше- и нижележащих водоносных пластов должна быть не более 20 м/ч. Допускается осуществлять проработку ствола скважины со сложным профилем бурильной компоновкой, включающей: долото или райбер, переводник, забойный двигатель и бурильные трубы.

9.2.10 Перед спуском колонны отцентрировать буровую вышку.

9.2.11 Для свинчивания и закрепления резьбовых соединений необходимо использовать специальные автоматические ключи, как правило, с гидравлическим приводом, оборудованные моментомером (индикатор крутящего момента ИМ-12/18, оттарированный пружинный манометр с регистрирующим устройством, ДСТ фирмы «ТОТСО» и другие) с показывающим и записывающим устройствами. Степень закрепления резьбовых соединений необходимо контролировать по заходу ниппеля в муфту трубы и величине крутящего момента в соответствии с ТУ и инструкциями по эксплуатации каждого типоразмера труб и резьб.

Крутящий момент докрепления резьбового соединения обсадных труб буровыми ключами должен соответствовать таблице 13.

Таблица 13

Наименование	Условный диаметр, мм
Крутящий момент, Н.м	минимальный
максимальный

 

9.2.12 Для обсадной колонны применять уплотняющую резьбовую смазку согласно РД 39-0147585-201-00, например, П-1 (ТУ 13005298-002-96), УС-1 (ТУ 38-101440-74), Р-402 (ТУ 38-101708-78), лента ФУМ (ТУ 6-05-1388-76) и др.

9.2.13 Для качественного цементирования необходимо использовать технические средства для оснастки «хвостовика»:

- «стоп»-кольцо и обратный клапан конструкции Лениногорского УБР;

- жесткие центраторы типа ЖЦ конструкции «ТатНИПИнефть», рабочие чертежи Щ-33 (3) или пружинные центраторы отечественных конструкций;

- разъединительное устройство;

- башмачный патрубок с корончатым башмаком (ОСТ 26-02-227-71).

9.2.14 В связи недостаточным весом спуск первых 30 труб проводить на двух элеваторах. Остальные трубы спускать с использованием одного элеватора и пневматических клиньев буровой установки.

9.2.15 Для качественного центрирования «хвостовика» в стволе скважины установить жесткие центраторы ЖЦ конструкции «ТатНИПИнефть» в количестве:

- на последней трубе «хвостовика» не более чем на 1 м выше башмака обсадной колонны…………………………………………………………………..…….1

- выше вырезанного окна на 4-5 м…………………………………………...1

- выше кровли продуктивного пласта на 4 м……………………….……….1

- на каждой трубе продуктивного горизонта………………………………..2

- ниже подошвы продуктивного пласта на 4 м……………………………...1

- выше водоносного горизонта на 4 м……………………………………….1

- ниже водоносного горизонта на 4 м……………………………….……….1

Итого в среднем…………………………………………………………..…...8

9.2.16 После сборки «хвостовика» производится спуск колонны на бурильных трубах.

9.2.17 При достижении башмаком «хвостовика» интервала забуривания осуществляется промежуточная промывка в течение одного цикла.

9.2.18 Для предотвращения нарушения стенок скважин (поглощения растворов) и уменьшения давления на продуктивный пласт в связи с малыми кольцевыми зазорами скорость спуска колонны должна быть ограничена:

- при спуске в интервале зарезания бокового ствола……………… 0,2-0,8 м/с;

- в боковом стволе …………………………………………………… 0,1-0,5 м/с.

9.2.19 При спуске следить за количеством выхода бурового раствора из скважины, доливать в трубы буровой раствор.

9.2.20 В процессе спуска «хвостовика» промежуточные промывки производить через 300 м в колонне и через 150 м в открытом стволе скважины, в течение одного цикла. Промывку проводить с расхаживанием инструмента на длину квадрата, не оставляя без движения более 5 мин. Во избежание отворота разъединителя, спуск производить с расстопоренным крюком.

9.2.21 В процессе спуска «хвостовика» на разъединительном устройстве с левой резьбой категорически запрещается вращать бурильную колонну.

9.2.22 После спуска «хвостовика» до забоя скважины, разгрузкой колонны труб на 10-20 кН, отбить забой и установить башмак хвостовика согласно плану работ. Провести промывку скважины в течение двух циклов с расхаживанием инструмента на длину квадрата не оставляя без движения более 5 мин.

9.2.23 При осуществлении подвески и разгрузки «хвостовика» в эксплуатационной колонне с помощью клинового устройства, разгрузкой и натяжкой на вес «хвостовика» проверяется фиксация его клиновой подвеской.

9.2.24 Затем производится отсоединение бурильной колонны с «хвостовиком» путем ее вращения направо. При необходимости эту операцию можно выполнять после окончания цементирования.

9.2.25 После отсоединения установочного инструмента от «хвостовика» осуществляются затворение и закачка расчетного количества цементного раствора.

9.2.26 Процесс цементирования осуществляется с использованием комплектов продавочных пробок, обеспечивающих качество и надежность технологического процесса крепления, и раскрытие пакерующих элементов в случае эксплуатационного забоя БГС открытого типа (ПДМ, многопакерная система и т.п.), в соответствии с конструкциями применяемых технических средств и технологий.

9.2.27 После окончания цементирования посадочный инструмент поднимается до выхода из сальникового узла и скважина промывается выше головы «хвостовика» согласно плану работ.

После промывки скважины от цементного раствора приводится в действие (при наличии) пакерующий элемент подвески «хвостовика».

9.2.28 Цементирование «хвостовика» проводить по плану.

9.2.29 Перед закачкой цементного раствора, в случае промывки скважины буровым раствором на водной основе, в скважину закачать буферную жидкость на основе 2 %-ного водного раствора ТПФН (триполифосфат натрия) и 0,25%-ного раствора четвертичного амина в объеме, расчет которого производится в каждом конкретном случае. В случае применения бурового раствора на полимерной основе, в качестве буферной жидкости приготовить 2 %-ный водный раствор НТФ (нитрилотриметилфосфоновая кислота)

9.2.30 Процесс цементирования в зависимости от длины «хвостовика» выполняется двумя порциями тампонажных растворов:

- первая порция – тампонажный раствор, модифицированный поливиниловым спиртом (ПВС); плотность раствора 1750 ± 50 кг/ м³;

- вторая порция – пластифицированный с пониженной водоотдачей седиментационно-устойчивый тампонажный раствор плотностью 1850 ± 50 кг/ м³ (таблица 14).

Первая порция приготавливается затворением цемента на водном растворе ПВС и предназначена для образования на проницаемых участках ствола скважины тонкой плотной малопроницаемой цементной корки с целью их гидроизоляции.

 

Таблица 14 – Физико-механические свойства пластифицированного тампонажного раствора

Номер	Состав раствора, %	В/Ц	Плотность, кг/м^3	Растекае-мость, мм	Водоот-деление, мл	Прочность камня через 48 ч, МПа изгиб/сжатие	Загустевание за 90 мин, е.к. *	Условная водоотдача, см^3/30 мин	Сроки схватывания цемента, ч-мин
ПЦТ	Добавка
начало	конец
		-	0,5				3,14			7-15	8-15
		СаСl 2 -3	0,5			-	3,4			3-30	4-10
3**		ПВС – 0,5 ПГ***	0,5				3,5			5-40	7-40
		-	0,5				5,1			8-00	9-30
		С-ЗК - 0,15	0,45				4,6			-	-
		С-ЗК - 0,25	0,45				6,3			6-45	8-00
		С-ЗК - 0,3	0,425				6,6			6-15	7-25
		С-ЗК - 0,4	0,4				6,3			6-10	7-40
		С-ЗК - 0,5	0,425				4,6		69,5	7-50	9-20
* единица консистенции Бердена ** рецептура № 3 применяется для первой порции тампонажных растворов *** пеногаситель должен быть совместим с ПВС

 

 

Вторая порция – цементный раствор, модифицированный реагентом пластификатором типа С-ЗК, добавлением его в количестве 0,2-0,3 % от веса цемента в воду затворения. Водоцементное отношение при этом составляет 0,4-0,45.

Полученный цементный раствор седиментационно устойчив, безусадочен, с малой водоотдачей. Формируемый из него камень обладает повышенной прочностью. Пластифицированный цементный раствор применяется с целью исключения.

высоких давлений при цементировании «хвостовика» из-за малых зазоров между обсадными трубами и стенками скважины.

9.2.31 Объем продавочной жидкости рассчитать для контроля дохождения продавочной пробки до подвески «хвостовика», который укажет увеличение давления продавки на 3,0-4,0 МПа, необходимое для срезания штифтов подвесной пробки. С целью исключения гидравлического удара в этот момент необходимо снизить скорость продавки. После закачивания всего продавочного объема жидкости и получения давления «стоп», которое должно быть ниже давления опрессовки хвостовика на 10%, проверить срабатывание обратных клапанов снижением давления в нагнетательной системе до атмосферного и контролем объема отобранной продавочной жидкости в бункере ЦА-320. Снижение давления осуществлять со скоростью от 0,05 МПа/с до 7,5 МПа/с и далее снизить резко до нуля.

9.2.32 Способ отсоединения «хвостовика» от бурильного инструмента указывается в плане на спуск в зависимости от конструкции используемой подвески.

9.2.33 После отсоединения «хвостовика» обратной промывкой произвести срезку излишнего цементного раствора и приводится в действие пакерующий элемент подвески.

9.2.34 Поднять бурильный инструмент, скважину оставить на ОЗЦ в течение 48 ч.

9.2.35После ОЗЦ «хвостовика» в течение 48 ч, для оценки качества цементирования и определения высоты подъема тампонажной смеси за «хвостовиком», произвести ГИС радиоактивным цементомером ГГК, акустическим цементомером АКЦ, гамма - дефектомером, электротермометром, исходя из наличия приборов контроля внутри колонны малого диаметра.

9.2.36 После получения данных о хорошем качестве крепления, опрессовать колонну с представителем заказчика в соответствии с РД 39-0147585-232-01.

9.2.37 В скважинах с боковыми стволами или в скважинах, в которых произведено углубление забоя из колонны, крепление может быть произведено с использованием профильных перекрывателей.

Техническая характеристика используемого оборудования приведена в таблице 15.

Таблица 15- Техническая характеристика оборудования

 

Наименование составных частей оборудования, их параметры и размеры	Условное обозначение оборудования
для боковых стволов	для углубления забоя из башмака колонны
ОЛКС-124У	ОЛКС-144У	ОЛКС-146К	ОЛКС-168К
1 Профильный перекрыватель 1.1 Диаметр ствола скважины, мм
1.2 Наружный диаметр (по муфте), мм	112 ± 0,5	132 ± 0,5	118 ± 0,5	136 ± 0,5
1.3 Толщина стенки, мм	5 ± 0,2	5,3 ± 0,2	5 ± 0,2	5 ± 0,2
1.4 Длина перекрывателя в сборе, м, в пределах	40-350	40-350	16-50	16-50
1.5 Допустимая осевая нагрузка на перекрыватель при спуске его в скважину, кН, не более
1.6 Внутреннее избыточное давление при установке перекрывателя в скважине, МПа, не более
1.7 Внутренний диаметр перекрывателя после развальцовки, мм, в пределах			120-122	140-142
1.8 Осевая нагрузка при развальцовке профильных труб, кН, не более
2 Расширители	-	-	РРУ 124/132	РРУ 134/152
2.1 Наружный диаметр в транспортном положении, мм, не более: по шарошкам по корпусу	- -	- -
2.2 Максимальный диаметр в рабочем положении, мм	-	-
Продолжение таблицы 15
2.3 Перепад давления в расширителе для выхода шарошек в рабочее положение, МПа, в пределах	-	-	5-7	5-7
2.4 Осевая нагрузка при расширении ствола скважины, кН, не более	-	-
2.5 Длина, мм, не более	-	-
2.6 Масса, кг, не более	-	-

 

9.2.38 Технология крепления боковых стволов профильными перекрывателями осуществляется по специальному плану, составленному институтом «ТатНИПИнефть» на основании РД 39-0147585-165-98.

 

ПЕРЕЧЕНЬ

При составлении Регламента

1. РД 39-0147585-166-98. Регламент по бурению боковых стволов и углублению забоев из ранее пробуренных скважин. Согласован с Приволжским Управлением Госгортехнадзора 01.10.98. Утвержден главным инженером АО Татнефть» 10.10.98.

2. ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» Утверждены Постановлением Госгортехнадзора России № 56 от 05.06.03.

3. Гилязов Р.М. Бурение нефтяных и газовых скважин с боковыми стволами. М., Недра, 2002.

4. Отраслевой реестр «Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли» по состоянию на 25.02.2003. Утвержден Департаментом нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности Минэнерго России 27.02. 2003.

5. РД 39-0147585-214-00. Методическое руководство по проектированию, строительству, геофизическим и промысловым исследованиям, эксплуатации горизонтальных скважин и разработке нефтяных месторождений с применением горизонтальной технологии. Утвержден генеральным директором ОАО «Татнефть» 07.10.2000.

6. РД 08-492-02. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. Утверждена Постановлением Госгортехнадзора России № 22. 22.05.2002. (регистрационный № 3759 от 30.08.2002.).

7. Технические условия на монтаж ПВО.

8. РД 39-0147585-200-00. Сборник инструкций, РД и регламентов по технологии вскрытия продуктивных горизонтов терригенных и карбонатных отложений на месторождениях АО «Татнефть». Утвержден главным геологом ОАО «Татнефть». 1999.

9. РД 39-0147585-232-01. Регламент на заканчивание скважин строительством. Согласован с Приволжским Управлением Госгортехнадзора 24.08.2001. Утвержден главным инженером ОАО Татнефть» 04.09.2001.

10. РД 0147585-201-00. Сборник инструкций, регламентов и РД по технологии крепления скважин на месторождениях АО «Татнефть». Утвержден заместителем генерального директора ОАО «Татнефть». 1999.

11. РД 153-39.0-337-04. Инструкция по изоляции зон осложнений оборудованием локального крепления при бурении скважин. Согласовано с Госгортехнадзором России. Письмо № 10-03/3 от 08.01.2004.

12. РД 39-0147585-181-99. Регламент по технологии перфорации 102 мм и 104 мм обсадных колонн (хвостовиков) с применением гидромеханических перфораторов (ПГМ-102, ПГМ-114).

13. Технические условия по установке за палец свеч бурильных труб Æ 73-89 мм на установках БУ-75 БрЭ, БУ-1600 ЭП, БУ-2500 ЭП. Согласованы с Управлением Приволжского округа Госгортехнадзора России 2.09.98.

14. Основные положения об организации работы по охране труда нефтяной промышленности. Утверждены Минтопэнерго и согласованы ГГТН России 11.03.1993.

15. Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов. Утверждены ГГТН России 30.12.1992.

16. Правила устройства и безопасной эксплуатации подъемников (вышек) ПБ-10-11-92. Утверждены ГГТН России 19.11.1992.

17. Инструкция по техническому расследованию и учету аварий, не повлекших за собой несчастных случаев, на подконтрольных ГГТН СССР предприятиях и объектах. Утверждена ГГТН СССР 11.07.1985.

18. Типовые инструкции:

- по безопасности работ при строительстве нефтяных и газовых скважин (Книга I);

- по безопасности работ при разработке нефтяных и газовых месторождений (Книга II);

- по безопасности геофизических работ в процессе бурения скважин и разработки нефтяных и газовых месторождений (Книга III).

Утверждены Минтопэнерго и ГГТН России 12.07.1996.

19. РД 08-343-00. Положение о порядке разработки (проектирования), допуска к испытаниям, изготовлению и выдачи разрешений на применение нового бурового, нефтегазопромыслового, геологоразведочного оборудования, оборудования для трубопроводного транспорта и проектирования технологических процессов. Утверждено постановлением ГГТН России № 4. 08.02.2002.

20. Технические условия на монтаж передвижных агрегатов и подключение электрооборудования при капитальном и текущем ремонтах скважин. Утверждены АО «Татнефть» 3.07.95. Согласованы с Приволжским округом ГГТН России 3.07.1997.

21. Сборник нормативных документов по фонтанной безопасности в бригадах бурения, освоения, капитального и подземного ремонта скважин структурных подразделений АО «Татнефть». Утвержден АО «Татнефть» 30.04.1996. Согласован с Приволжским округом ГГТН России 19.04.96., Альметьевским военизированным отрядом 16.04.1996.

22. Инструкция по безопасности труда в бурении, добыче и подготовке нефти, содержащей сероводород не более 6%. Утверждена АО «Татнефть», 1995.

23. Инструкция по организации и безопасному проведению сварочных и других огневых работ на объектах АО «Татнефть». Утверждена АО «Татнефть», 1995. Согласована с ОПО-2 УГПС МВД РТ. 1995. Изменения и дополнения к «Инструкции по организации и безопасному проведению сварочных и других работ на объектах АО «Татнефть». Утверждены АО «Татнефть» 02.04.1996. Согласованы с Управлением Приволжского округа ГГТН РФ 01.04.1996., ОПО-2 УГПС МВД РТ 02.04.1996.

24. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодский К.М., Повалихин А.С. Профили направленных скважин и компоновки низа бурильных колонн. М., Недра, 1995. 305 с.

25. Калинин А.Г., Григорян Н.А., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин. Справочник под редакцией А.Г. Калинина. М., Недра, 1990. 348 с.

26. Калинин А.Г., Никитин Б.А. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. Справочник. М, Недра, 1997.

 

Приложение А

(рекомендуемое)

Методика определения максимального рабочего и испытательного

СОДЕРЖАНИЕ

стр.

Введение………………………………………………………………………………….4

1 Выбор скважин для бурения боковых стволов…………………………………….4

2 Проектирование бурения боковых стволов ………………………………………..6

3 Подготовительные работы к бурению боковых стволов………………………...13

4 Бурение бокового ствола с извлечением части эксплуатационной колонны…..15

5 Бурение бокового ствола с вырезанием части эксплуатационной

колонны в интервале зарезания…..………………………………………………..16

6 Бурение боковых стволов с установкой клин - отклонителя конструкции

ТатНИПинефть…..………………………………………………………………….19

7 Углубление забоя в существующей скважине……………………………………24

8 Буровые растворы при бурении бокового ствола……………………………….. 25

9 Конструкция и крепление боковых стволов……………..……………………….30

9.1 Конструкция боковых стволов………………………………………………..30

9.2 Крепление боковых стволов…………………………………………………..34

10 Вторичное вскрытие продуктивных пластов…………………………………… 43

11 Охрана труда и техника безопасности……………………………………………45

12 Перечень нормативных документов, использованных при составлении

регламента…….........................................................................................................46

Приложение А (рекомендуемое) Методика определения максимального

рабочего и испытательного давлений эксплуатационных колонн.......49

 

 

ВВЕДЕНИЕ

В связи с вступлением основных нефтяных месторождений ОАО «Татнефть» в позднюю стадию разработки и естественным ограничением возможностей вторичных методов разработки ежегодно увеличивается количество нерентабельных скважин. В то же время в продуктивных пластах остается еще значительное количество невыработанных запасов углеводородов в застойных зонах и в «линзах».

Решением проблемы извлечения таких запасов и реанимации бездействующих скважин является восстановление этих скважин строительством боковых стволов. Объем бездействующих и нерентабельных скважин в ОАО «Татнефть» составляет более 14,0 % от фонда добывающих скважин и потенциальная добыча нефти по ним может составлять более миллиона тонн в год. Восстановление бездействующего фонда скважин бурением бокового ствола обходится дешевле в среднем на 40%, чем бурение новых скважин. В условиях острого дефицита инвестиций строительство боковых стволов является эффективным средством интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.

Строительство боковых стволов позволяет:

- восстановить фонд эксплуатационных скважин;

- увеличить продуктивность или приемистость ранее пробуренных скважин;

- сократить затраты времени и средств на проведение работ по обустройству и подключению скважин к системе сбора и закачки;

- вскрыть и подключить к разработке оставшихся целиков и пропущенных нефтяных пластов.

 

ВЫБОР СКВАЖИН ДЛЯ БУРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

1.1 Залежи нефти на месторождениях Татарстана делятся на два типа: залежи массивного типа приурочены к карбонатным коллекторам нижнего и среднего карбона и залежи пластового типа, представленные чередованием терригенных нефтенасыщенных пластов и плотных перемычек, которые приурочены к отложениям нижнего карбона и девона.

1.2 При выборе скважин, подлежащих восстановлению боковыми стволами, должна быть произведена геологическая, экономическая и техническая оценка этих работ, с учетом:

- потенциальной величины извлекаемого запаса (запасы нефти на скважину должны быть рентабельны) и минимального начального дебита бокового ствола;

- технического состояния скважины и затрат на ее восстановление, (текущей характеристики скважин, технического состояния эксплуатационной колонны, качества ее крепления);

- целесообразности строительства бокового ствола исходя из фактического пространственного положения ствола скважины.

При этом следует руководствоваться следующими основными требованиями:

- профиль проектного бокового ствола должен минимизировать затраты на его проводку с учетом требований его дальнейшей эксплуатации и технической возможности ее реализации имеющимися техническими средствами. Величина отхода от точки забуривания до начала эксплуатационного забоя ограничивается техническими характеристиками буровой установки, инструмента и глубиной забуривания;

- траектория бокового ствола должна исключать вероятность пересечения с существующими и проектными стволами соседних скважин;

- поиск вариантов использования нерентабельных и бездействующих скважин для бурения боковых стволов, необходимо осуществлять с использованием автоматизированных программ.

Выбор и обоснование строительства боковых горизонтальных стволов (БГС) производится согласно методическому руководству РД 39-0147585-214-00. Подход к заложению каждой БГС должен быть индивидуальным, в том числе и с геологической точки зрения.

Результаты оценки должны быть оформлены протоколом, согласованным со службой геологического обоснования строительства скважин института «ТатНИПИнефть» до начала производства работ.

1.3 При вскрытии проектных объектов необходимо стремиться к тому, чтобы боковой ствол скважины (БС) проходил на участках пласта с максимальной нефтенасыщенностью. При бурении бокового горизонтального ствола (БГС), толщина продуктивного пласта по вертикали должна быть не менее 3 м в связи с тем, что башмак обсадной колонны устанавливается в кровле продуктивного пласта.

1.4 При проводке условно-горизонтального участка (нисходящий, восходящий, горизонтальный и синусоидальный), в зависимости от его длины, толщина пласта по вертикали по проектной траектории должна быть не менее:

- до 100 м ……………………………………………………….. 3м;

- до 200 м ………………………………………………………. 4м;

- до 300 м.……………………………………………………… 5м.

Критерий допуска по вертикали связан с технической характеристикой применяемых инклинометров (система МWD, АМК «Горизонт», ИМММ и др.), имеющих погрешность ± 0,5⁰.

Н _верт. = Соs 89⁰ х 100 = 0,01745 х 100 = 1,745 м,

Н _верт. = Соs 89⁰ х 200 = 0,01745 х 200 = 3,39 м,

Н _верт. = Соs 89⁰ х 300 = 0,01745 х 300 = 5,235 м.

1.5 Минимальное расстояние между горизонтальным участком ствола скважины и водонефтяным контактом (ВНК) должно быть: в бобриковском и тульском горизонтах - не менее 3 м; в турнейском ярусе и башкирско-серпуховском горизонтах - не менее 10 м (если имеется зона полного поглощения промывочной жидкости или высокопроницаемый коллектор – не менее 15 м).