Зарезка боковых стволов скважин
Введение
Зарезка и бурение бокового ствола – метод восстановления скважин, которые известными способами отремонтировать технически не возможно или экономически нецелесообразно. Этот метод позволяет восстанавливать скважины на тех участках, где по условиям и состоянию разработки пласта бурение новых скважин сложно или нерентабельно. Огромен фонд бездействующих скважин, только в России этот фонд превышает 40 000. Часть этого фонда можно реанимировать методом бурения боковых стволов. Кроме отсутствия необходимости дополнительных затрат на коммуникации и обустройство, появляются возможности вовлечения незадействованных участков залежей. Существуют две принципиально различающиеся методики зарезки боковых стволов из скважин бездействующего фонда - вырезание участка колонны и бурение с отклоняющего клина. К бурению с вырезанием участка колонны нужно отнести и бурение скважин с извлечением незацементированной колонны с бурением полноразмерного ствола. Не останавливаясь на особенностях при зарезке таких скважин, так как нет никакого различия от бурения обычных наклонно-направленных скважин, сразу рассмотрим два других варианта. Традиционный вариант - вырезание протяженного участка, с тем чтобы было возможно при зарезке бокового ствола удалить от магнитных масс магнитометрические датчики забойных телеметрических систем контроля траектории ствола. При этом варианте существенны затраты связанные со временем, а именно:
Вероятность вырезания участка достаточного для выполнения технологической операции за один спуск мала, необходима неоднократная смена вооружения вырезающего устройства.
Оглавление
Введение 2
1. Основные этапы работ по зарезке и бурению второго ствола: 6
6. Турбобуры 10
7. Эксплуатация турбобуров. 11
8. Режим бурения 11
9. Промывочные жидкости 13
10. Химическая обработка и утяжеление бурового раствора 13
11. Специальные буровые растворы 14
12. Разобщение пластов 16
13. Цементирование колонны 19
ЛИТЕРАТУРА 21
ЛИТЕРАТУРА
1. Воздвиженский Б.И. Разведочное бурение / Б.И. Воздвиженский, О.Н. Голубинцев, А.А. Новожилов. - М.: Недра, 1979. - 510 с.
2. Советов Г.А. Основы бурения и горного дела / Г.А. Советов, Н.И. Жабин. - М.: Недра, 1991. - 368 с.
3. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. – М.: Недра,
1983. – 502 с.
4. Зайцев Ю.В., Балакирев Ю.А. Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1986. – 302 с.
Растворы на нефтяной основе готовятся из нефтепродуктов – дизельного топлива с содержанием ароматических углеводородов не более 28%. Твердая фаза раствора – окисленный битум с температурой размягчения 140-160С, структурообразователи – окисленный парафин или окисленный битум и едкий натр. Применяют два вида растворов на нефтяной основе: раствор с дизельным дистиллятом или дизельным топливом в качестве дисперсионной среды; раствор, приготовленный на основе дистиллятных нефтепродуктов.
Борьба с поглощением промывочной жидкости. Поглощения промывочной жидкости обычно наблюдаются при бурении второго ствола в кавернозных и пористых породах, а также в сильно дренированных продуктивных пластах. Борьба с поглощением промывочной жидкости ведется: Снижением перепада давления между скважиной и пластом, поглощающим жидкость, или изменением параметров промывочной жидкости; Изоляцией пласта, поглощающего жидкость, от скважины закупоркой каналов поглощений спецматериалами, цементными раствора ми и пластами; Бурением без циркуляции промывочной жидкости. Основное мероприятие по предотвращению поглощения промывочной жидкости заключается в применении специальных буровых растворов с минимально возможной для данных условий плотностью, большой вязкостью, прочной структурой и минимальной водоотдачей. При слабых и средних поглощениях буровой раствор должен иметь следующие параметры: минимальную плотность, условную вязкость от 80с и более, водоотдачу 5-6см^3 за 30мин.