WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


Pages:     | 1 || 3 |

Методология Большинство скважин, о которых говорится в данном документе, были пробурены буровыми долотами диаметром 121 мм из обсадной колонны, диаметром 139,7 мм. Хотя некоторые из них имели, до горизонтального участка, обсадную колонну 177,8 мм.

В буровое оборудование с использованием НТ входит следующее:

Гидравлические насосы, с помощью которых управляются НТ и кабина управления Катушка с НТ 60,3 мм и инжектор Кран, грузоподъёмностью 25 или 30 тонн Фундаментальная рама буровой с проёмом в передней части вышки для затаскивания труб, мостками и стеллажом для труб Противовыбросовое оборудование с лубрикатором Культбудка с инструментальной комнатой и гидравлическими аккумуляторами Агрегат для закачки жидкости Агрегат для закачки азота Установка для хранения азота В систему наземного оборудования входит сепаратор на 500 баррелей со штуцерным манифольдом и факелом, а также, как требуется, ёмкости для хранения нефти и воды на 400 баррелей. На Рис. 1 показано типичное размещение оборудования для проведения горизонтального бурения с использованием НТ.

Дополнительное оборудование на участке это культбудка и вагончик по технике безопасности (если в скважине присутствует сероводород H2S). Также включено противопожарное оборудование в виде 136 кг огнетушителей с сухими химикатами, размещёнными в стратегических точках, а в некоторых случаях на площадке присутствует пожарная машина.

В забойное оборудование, как показано на Рис. 2, входят: буровой забойный двигатель объёмного типа с кривым переводником с регулируемым углом наклона, двойной переходник с обратным клапаном, немагнитная УБТ "softride TM" вместе с башмаком с косым срезом нижнего конца, немагнитные УБТ (как требуется для немагнитной расстановки), быстроразъёмное соединение НТ, направляющий инструмент (2а направления) и соединитель НТ.

В типичное Противовыбросовое оборудование входит (снизу вверх): глухая/сдвигающаяся плашка, фланцевое соединение линии глушения, плашки для захвата бурильных труб, плашки для захвата НТ, межтрубный превентор, первичная буровая катушка, лубрикатор и гидравлический превентор НТ. В критических условиях, когда на скважине присутствует сероводород, в противовыбросовое оборудование могут входить трубные/шлипсовые плашки и глухие/сдвигающиеся плашки вместе с лубрикатором, расположенным между первичной буровой катушкой и уплотнителем. На Рис. 3 показана обычно используемая схема.

Типичный буровой раствор сырая нефть или дизельное топливо, смешанные с азотом, применяются для обеспечения отрицательного перепада давления и расхода жидкости, требуемого для хорошей очистки скважины. Также может использоваться пластовая вода, однако при этом увеличивается расход азота, для снижения плотности буровой жидкости, чтобы поддержать отрицательный перепад давления в системе скважинапласт. Внимание должно быть уделено совместимости коллекторов с буровой жидкостью, а также совместимости жидкой фазы бурового раствора с резиной статора в забойном двигателе. Обычно, углеводороды с высоким содержанием ароматических веществ, или низкой температурой полного растворения анилина (менее пластовой температуры), могут быть непригодны с двигателями объёмного типа (винтовые забойные двигатели). Минимальная скорость в затрубном пространстве должна быть 6070 м/мин, что позволит эффективно очистить скважину и сократить образование отстоя. Используя компьютерный метод моделирования, на месте, рассчитывается время выноса выбуренной породы или бурового раствора от забоя до устья скважины.

Выбор долота другой важный фактор, особенно на песчаных коллекторах. Горизонтальные участки, превышающие 400 м, на месторождениях с карбонатным коллектором юговосточного Саскетчевана, были пробурены одним трех шарошечным долотом штыревого типа, однако при бурении месторождения с песчаными коллекторами наблюдался значительный износ зубьев и долота. В условиях песчаного коллектора с большим успехом применялись долота с фиксированными шарошками режущего типа, такие как долота с поликристаллическими уплотнёнными алмазами (PDC). Дополнительное преимущество долота (PDC), как наблюдалось на песчаных коллекторах это увеличение скорости бурения и снижение вибрации. Что даёт основу для более тщательного проведения измерения кривизны скважины, без необходимости прерывать циркуляцию (отключать насосы).

Измерение силы магнитного поля в феррозонде отклоняющего инструмента, помогает точно определить положение муфт обсадной колонны (локатор муфт) и предоставляет возможность, если нужно, перекалибровать глубину башмака обсадных труб. Это исключает большинство неточностей в определении глубины, которые могут быть связаны с применением "бесконечной" колонны буровых труб.

Для определения величины вибрации инструмента, часто пользуются замерами акселерометра. Такой индикатор позволяет оператору, работающему с НТ, прослеживать заклинивание долота в условиях многофазовой сжимаемой жидкости, а также предоставляет возможность замерять уровень вибрации, который может нанести повреждение электронным устройствам на забое или вызвать неточности в определении кривизны скважины.

Заключение Бурение при ОПД это эффективная технология, позволяющая сократить повреждение коллектора, сократить проблемы, связанные с бурением, понизить цену баррели нефти, снизить пагубное воздействие на окружающую среду и улучшить безопасность. Также, такая технология позволяет провести оценку пласта во время бурения.

НТ служат эффективным средством применения этой технологии. Обеспечивается безопасная работа, при бурении с использованием НТ, сокращается загрязнение окружающей среды, обеспечивается более аккуратный контроль за направлением вскрытия пласта, улучшается контроль забойного давления и сокращается время бурения и, связанные с этим, расходы. Возможность использовать приборы телеметрии, спускаемые на кабеле, при наличие многофазного потока и ОПД, также предоставляет хороший и менее затратоёмкий сбор данных.

Применение технологии бурения с использованием НТ, является надёжным средством, применяемым в направленном бурении при ОПД, которое получило развитие и достигло коммерческого успеха. При разработке забойного инструмента были преодолены технические трудности, мешавшие коммерческому развитию. Сейчас, скорость развитых этой технологии и доступность её применения на нефтяных и газовых скважинах, зависит от наличия подходящих кандидатов, которые бы способствовали и разделяли капитальные расходы на строительство специальноспроектированного бурового оборудования с применением НТ.

До сих пор технология находится в стадии быстрого роста и развития. Существуют множество ограничений, которые надлежит проверить перед тем, как определить границы применения НТ. Важно отметить, что бурение с применением НТ не является заменой обычного бурения, а просто является новым методом по вскрытию пласта.

Благодарность Автор хотел бы вынести благодарность компании "Кэнэдиан Фракмастер Лтд." за возможность выпустить данную работу. В особенности Андре Науменну и Дону Смиту, показавших свою изобретательность в преодолении многих технических трудностей, связанных с достижением этой технологией экономического успеха. Благодарю за помощь компании "Саентифик Дриллинг Интернэшнл Инк." в снабжении техническими экспертами по забойному электронному оборудованию и за помощь компании "Норвард Энерджи Сервисиз корп." за работу с наземным оборудованием. Автор также хотел бы вынести свою признательность Роберту Леммонсу, компания "Виста Интернэшнл петролеум Лтд" за уверенность в решении сделать первый шаг, а также работникам "Саммит Резорсез Лтд.", "Тайдал Резорсез Инк." и "Мобил Оил Кэнэда" за помощь в поставке данных об исследовании скважин. Хочу вынести особенную признательность Чарльзу Гиддингсу за хорошую работу в ночное время и Дарси Баллей и Терри Хамптену за их усердие в проведении качественной, бесперебойной работы.

Скважинные исследования VISTA et al Workman 2HZ(2A519)30619131 W1M Эта скважина была пробурена в карбонатах Фробишер с использованием нефти местного происхождения и азота на суммарную вертикальную глубину, составляющую приблизительно 1200 м. 139,7 мм обсадная колонна была установлена при помощи бурового станка, перед бурением 121 мм горизонтальных стволов с применением 60,3 мм НТ и трех шарошечного долота штыревого типа. Первый ствол был пробурен на общую глубину 302 м от башмака обсадной колонны (от 1290 м до 1592 м). Второй горизонтальный ствол был завершён после разбуривания наклонного ствола, на глубине 1350 м, и бурения на суммарную длину 1562 м. Возможности направляющего инструмента, работающего в двух направлениях, были продемонстрированы при регулировании давления во время проведения направленного бурения, а также при проведении успешной зарезки первого ствола из участка горизонтальной скважины. Если требуется, отклонение бурового инструмента по вертикали может легко поддерживаться в пределах 1 м.

Бурение пласта проводилось при забойном давлении, приблизительно равном 3000 кПа (пластовое давление составляло приблизительно 4500 кПа) и притоком нефти, составлявшем 55 м3 за 78 часов времени циркуляции.

Первые 15 м ствола скважины были пробурены с использованием сырой нефти при гидростатическом давлении больше пластового, и средняя скорость бурения составляла 35 м/час. После добавки азота к буровому раствору, была достигнута скорость бурения, равная 1030 м/час, а на некоторых доломитовых участках мгновенная скорость бурения достигала 60 м/час. Тем ни менее, максимальная скорость бурения поддерживалась на уровне 25 м/час. Бурение обоих стволов было остановлено изза приближения к границам профиля. Скорость бурения, на максимальной глубине первого ствола скважины, составляла 1520 м/час.

Было отмечено некоторое влияние магнитного поля, особенно при бурении азимута, достигавшего 90° (на восток). Были с успехом применены алгоритмы магнитной коррекции, однако потребовалось провести некоторые изменения в программном обеспечении для корректировки забойной компоновки. На этой скважине было использовано 6 метров немагнитной УБТ, для других скважин в этом районе, в будущем рекомендуется использовать 3 метра дополнительно.

В настоящий момент из скважины добывается 23 м3/день, при обводнённости 60%. Она является одной из самых производительных скважин на месторождении. По сравнению с обычным бурением горизонтальной скважины, расходы на эту скважину были, более чем на 45000 долларов меньше. Кислотная обработка с применением азота на горизонтальном стволе, позже была признана ненужной. На Рис. 4 и 5 показано направление пробуренных стволов.

SUMMITet al Parkman HZ A916A315833 W1M Перед началом проведения работ данная скважина имела следующую конструкцию: вертикальная обсадная колонна 177,8 мм, горизонтальный ствол 156 мм. Существующий горизонтальный ствол скважины 156 мм, проходившей через карбонаты Тилстон, был зацементирован вверх до обсадной колонны 177,8 мм и, при помощи станкаподъёмника, был установлен фильтр с равнопроходным соединением на расстоянии 20 м от башмака обсадной колонны 177,8 мм. Был пробурен новый горизонтальный ствол 121 мм, длиной 307 м, при использовании природной нефти и азота, как буровой жидкости, НТ 60,3 мм и трёхшарошечного долота штыревого типа. Во время бурения поддерживались условия отрицательного перепада давления в системе скважинапласт.

Скважина была пробурена на максимальную длину, составляющую, приблизительно 1087 м, при забойном давлении, составлявшим 4000 5000 кПа. Значение пластового давления было принято в пределах 8000 кПа 9000 кПа. За 33 часа времени циркуляции, приток нефти, приблизительно составил 70 м3. Скорость притока нефти на максимальной глубине составила 5 м3/час.

Во время бурения при гидростатическом давлении, меньше пластового, была достигнута скорость бурения от 4 до 60 м/час. Самая низкая скорость бурения была отмечена на горизонтальной отметке 300 м при бурении ангидридных пропластков и составляла 68 м/час. Это относилось к встречающимся коллекторам с высокой плотностью и низкой пористостью.

Контроль вертикального направления поддерживался в пределах, менее 2 м, а где требовалось использовать кривой переводник 1,5°, в пределах одного метра. На Рис. 6 показана схема горизонтального участка скважины. Для бурения скважин в будущем, основываясь на условиях бурения этого ствола, рекомендуется использовать кривой переводник 1,1°.

На этой скважине было использовано, приблизительно, 10 метров УБТ и азимут был в пределах от 130° до 150°. В результате чего отсутствовало влияние магнитного поля.

Pages:     | 1 || 3 |




© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.