Пилотный ствол скважины это

Пилотные (предварительно проходимые) стволы

Пилотный (или предварительно проходимый) ствол следует предусматривать в том случае, когда нужно снизить неточность в определении глубины скважины по вертикали (ТVD). Пилотные стволы могут быть очень полезны и в том случае, когда мало известны детали строения залежи. Такими случаями могут быть:Ненадежность геологических реперов

Относительно малая толщина продуктивного пласта

Скважина должна быть пройдена близко к контакту флюидов

Если ошибки определения глубины скважины по вертикали (ТVD) геофизическими исследованиями, накопленные от поверхности, становятся слишком большими по сравнению с толщиной вскрываемого объекта, следует пробурить пилотный ствол. Проходка пилотного ствола снижает ошибку геофизических измерений глубины скважины по вертикали (ТVD) между пилотным стволом и горизонтальным участком. Это позволяет более точно и уверенно определить положение горизонтального участка. Бурение пилотного ствола снижает неточность в определении глубины скважины по вертикали (ТVD) относительно геологического репера/эалежи/контактов углеводородов.

Пилотный ствол может быть пробурен под любым зенитным углом. Самым дешевым будет вертикапьный ствол, но он даст самую плохую корреляцию с заданной точкой входа в продуктивный пласт для горизонтального участка, так как расстояние по горизонтали между этими точками максимально. Особенности строения залежи являются важными факторами при определении оптимального зенитного угла пилотного ствола. В частности, угол между пилотным стволом (или любой конкретный угол) и горизонтальным участком являются основным фактором в определении относительной разницы глубины залегания продуктивного пласта по вертикали (ТVD) между пилотным стволом и горизонтальным участком. Важным вопросом является то, насколько хорошо известен угол между двумя стволами (например, постоянен ли он?), а не то, каков он на самом деле.

Не которые представления о строении залежи, включая изменения угла падения пласта горных пород, дают результаты сейсморазведки. Однако, точность определения угла падения пласта по сейсмическим данным будет, вероятно, неадекватна требованиям значительного снижения неточности определения ТVD, если расстояние по горизонтали между пилотным и горизонтальным стволами велико. Другим источником являются данные по соседним скважинам, если они пробурены и если в них спускали наклономер.

Другим соображением, касающимся зенитного угла пилотного ствола, является длина ствола, которая должна быть перебурена чтобы вывести ствол на горизонталь после установки цементного моста. Это может быть главным условием в случае плохой буримости пород.

В заключение следует сказать, что пилотные скважины не панацея от всех бед. Однако они могут предотвратить некоторые дорогостоящие ошибки, если их правильно спроектировать и пройти.

oilman.by

Пилотные (предварительно проходимые) стволы

Пилотный (или предварительно проходимый) ствол следует предусматривать в том случае, когда нужно снизить неточность в определении глубины скважины по вертикали (TVD). Пилотные стволы могут быть очень полезны и в том случае, когда мало известны детали строения залежи. Таки

samaraburenie.ru

Пилотные (предварительно проходимые) стволы

¨ Ненадежность геологических реперов

¨ Относительно малая толщина продуктивного пласта

¨ Скважина должна быть пройдена близко к контакту флюидов

Если ошибки определения глубины скважины по вертикали (TVD) геофизическими исследованиями, накопленные от поверхности, становятся слишком большими по сравнению с толщиной вскрываемого объекта, следует пробурить пилотный ствол. Проходка пилотного ствола снижает ошибку геофизических измерений глубины скважины по вертикали (TVD) между пилотным стволом и горизонтальным участком. Это позволяет более точно и уверенно определить положение горизонтального участка. Бурение пилотного ствола снижает неточность в определении глубины скважины по вертикали (TVD) относительно геологического репера/залежи/контактов углеводородов.

Пилотный ствол может быть пробурен под любым зенитным углом. Самым дешевым будет вертикальный ствол, но он даст самую плохую корреляцию с заданной точкой входа в продуктивный пласт для горизонтального участка, так как расстояние по горизонтали между этими точками максимально. Особенности строения залежи являются важными факторами при определении оптимального зенитного угла пилотного ствола. В частности, угол между пилотным стволом (или любой конкретный угол) и горизонтальным участком являются основным фактором в определении относительной разницы глубины залегания продуктивного пласта по вертикали (TVD) между пилотным стволом и горизонтальным участком. Важным вопросом является то, насколько хорошо известен угол между двумя стволами (например, постоянен ли он?), а не то, каков он на самом деле.

Некоторые представления о строении залежи, включая изменения угла падения пласта горных пород, дают результаты сейсморазведки. Однако, точность определения угла падения пласта по сейсмическим данным будет, вероятно, неадекватна требованиям значительного снижения неточности определения TVD, если расстояние по горизонтали между пилотным и горизонтальным стволами велико. Другим источником являются данные по соседним скважинам, если они пробурены и если в них спускали наклономер.

Другим соображением, касающимся зенитного угла пилотного ствола, является длина ствола, которая должна быть перебурена, чтобы вывести ствол на горизонталь после установки цементного моста. Это может быть главным условием в случае плохой буримости пород.

Дата добавления: 2017-01-08; просмотров: 1616;

пилотная часть ствола скважины - это... Что такое пилотная часть ствола скважины?

Все языкиАнглийскийРусскийКитайскийНемецкийФранцузскийИспанскийШведскийИтальянскийЛатинскийФинскийКазахскийГреческийУзбекскийВаллийскийАрабскийБелорусскийСуахилиИвритНорвежскийПортугальскийВенгерскийТурецкийИндонезийскийПольскийКомиЭстонскийЛатышскийНидерландскийДатскийАлбанскийХорватскийНауатльАрмянскийУкраинскийЯпонскийСанскритТайскийИрландскийТатарскийСловацкийСловенскийТувинскийУрдуФарерскийИдишМакедонскийКаталанскийБашкирскийЧешскийКорейскийГрузинскийРумынский, МолдавскийЯкутскийКиргизскийТибетскийИсландскийБолгарскийСербскийВьетнамскийАзербайджанскийБаскскийХиндиМаориКечуаАканАймараГаитянскийМонгольскийПалиМайяЛитовскийШорскийКрымскотатарскийЭсперантоИнгушскийСеверносаамскийВерхнелужицкийЧеченскийШумерскийГэльскийОсетинскийЧеркесскийАдыгейскийПерсидскийАйнский языкКхмерскийДревнерусский языкЦерковнославянский (Старославянский)МикенскийКвеньяЮпийскийАфрикаансПапьяментоПенджабскийТагальскийМокшанскийКриВарайскийКурдскийЭльзасскийАбхазскийАрагонскийАрумынскийАстурийскийЭрзянскийКомиМарийскийЧувашскийСефардскийУдмурдскийВепсскийАлтайскийДолганскийКарачаевскийКумыкскийНогайскийОсманскийТофаларскийТуркменскийУйгурскийУрумскийМаньчжурскийБурятскийОрокскийЭвенкийскийГуараниТаджикскийИнупиакМалайскийТвиЛингалаБагобоЙорубаСилезскийЛюксембургскийЧерокиШайенскогоКлингонский

Все языкиРусскийАнглийскийДатскийТатарскийНемецкийЛатинскийКазахскийУкраинскийВенгерскийТурецкийТаджикскийПерсидскийИспанскийИвритНорвежскийКитайскийФранцузскийИтальянскийПортугальскийАрабскийПольскийСуахилиНидерландскийХорватскийКаталанскийГалисийскийГрузинскийБелорусскийАлбанскийКурдскийГреческийСловенскийИндонезийскийБолгарскийВьетнамскийМаориТагальскийУрдуИсландскийХиндиИрландскийФарерскийЛатышскийЛитовскийФинскийМонгольскийШведскийТайскийПалиЯпонскийМакедонскийКорейскийЭстонскийРумынский, МолдавскийЧеченскийКарачаевскийСловацкийЧешскийСербскийАрмянскийАзербайджанскийУзбекскийКечуаГаитянскийМайяАймараШорскийЭсперантоКрымскотатарскийОсетинскийАдыгейскийЯкутскийАйнский языкКхмерскийДревнерусский языкЦерковнославянский (Старославянский)ТамильскийКвеньяАварскийАфрикаансПапьяментоМокшанскийЙорубаЭльзасскийИдишАбхазскийЭрзянскийИнгушскийИжорскийМарийскийЧувашскийУдмурдскийВодскийВепсскийАлтайскийКумыкскийТуркменскийУйгурскийУрумскийЭвенкийскийЛожбанБашкирскийМалайскийМальтийскийЛингалаПенджабскийЧерокиЧаморроКлингонскийБаскскийПушту

technical_translator_dictionary.academic.ru

Исключение бурения пилотного ствола Точная посадка скважины на пласт с технологией сверхглубокого картирования разреза geosphere* - Бурение и Нефть

Точная посадка скважины на пласт с технологией сверхглубокого картирования разреза geosphere*

PILOT HOLE ELIMINATION, ACCURATE WELL LANDING WITH GEOSPHERE ULTRA-DEEP RESERVOIR MAPPING TECHNOLOGY

SHTUN S.Yu.1,
GOLENKIN M.Yu.1,
SHTUN A.S.1,
CHEPRASOV A.V.2,
SHABALINSKAYA D.D. 2,
KUZAKOV V.R. 2
1 «LUKOIL-Nizhnevolzhskneft» Ltd.
Astrakhan, 414000,
Russian Federation,
2 Schlumberger
Astrakhan, 414026,
Russian Federation

В индустрии существует необходимость в технологиях, которые существенно снизят геологические и структурные неопределенности, оптимизируют время строительства скважины путем исключения бурения пилотных стволов, позволят получить информацию для оптимизации разработки месторождения. Такие практики есть. В данном случае – это успешное применение технологии сверхглубокого картирования разреза GeoSphere* на первой горизонтальной эксплуатационной скважине месторождения им. В. Филановского, позволившее достигнуть задачи точной привязки забоя к разрезу и отказаться от бурения пилотного ствола.

The industry needs technologies that significantly reduce geological and structural uncertainties, optimize the well construction time by pilot hole elimination, and provide information for optimization of field development. Such practices exist. In this case, it is successful use of GeoSphere ultra-deep reservoir mapping service in the first horizontal production well of V. Filanovsky field, which enabled accurate referencing of bottomhole and cross-section and pilot hole elimination.

В конце XX века нефтяная индустрия практически полностью была переориентирована на горизонтальное бурение. Особенно это относится к разработке шельфовых месторождений, которым в последние десятилетия уделяется большое внимание. Стоимость капитальных затрат на морских проектах в разы превышает затраты на стандартных наземных буровых. Это связано с логистикой оборудования и персонала на удаленные морские локации, экологическими нормами, сложными условиями работы при морском глубоководном бурении, стоимостью буровых платформ. Разработка и эксплуатация шельфовых месторождений требует больших инвестиций. Цена ошибки может привести к фатальным последствиям для проекта. Данные факторы приводят к необходимости постоянного внедрения новых технологий и оптимизации процесса разработки.
Разработка шельфовых месторождений характеризуется рядом геологических неопределенностей и представляется высокорискованной задачей. Одним из принятых методов снижения неопределенности является бурение пилотного ствола. Это позволяет снизить как структурную неопределенность, так и уточнить распространение коллекторов в вертикальном разрезе. Однако по мере отдаления горизонтальной скважины от пилотного ствола такие неопределенности вновь увеличиваются. В индустрии существует необходимость в технологиях, которые существенно снижают геологические и структурные неопределенности, оптимизируют время строительства скважины путем исключения бурения пилотных стволов, позволяют получить информацию для оптимизации разработки месторождения [1].

Объект разработки и геолого-технические задачи бурения
Нефтегазоконденсатное месторождение им. В. Филановского расположено в северной части акватории Каспийского моря. Оно является одним из крупнейших в России. Месторождение приурочено к антиклинальному поднятию, характеризующемуся серией разрывных нарушений сбросового типа. Основными продуктивными отложениями являются песчаные нижнемеловые породы неокомского надъяруса K1nc. Суммарная мощность пластов составляет 50 – 60 м. Ожидаемые дебиты превышают 3000 т/сут, что является причиной высокой ответственности за качество бурения и сроки строительства скважин.

Разработка и эксплуатация шельфовых месторождений требует больших инвестиций. Цена ошибки может привести к фатальным последствиям для проекта. Данные факторы приводят к необходимости постоянного внедрения новых технологий и оптимизации процесса разработки.

Начальная геологическая модель месторождения основана на интерпретации данных 3D сейсморазведки и данных ГИС ( геофизические исследования скважины) в трех опорных скважинах Р1, Р2 и Р3. Ввиду ограниченного фонда вертикальных скважин неопределенность положения кровли целевого продуктивного горизонта при планировании первой горизонтальной скважины оценивалась в ±20 м по вертикали.
План разработки предусматривает бурение многоствольных скважин. Первая очередь освоения месторождения была начата в 2016 г. путем бурения горизонтальных скважин с морской платформы ЛСП-1. На рис.1 представлена структурная карта по кровле неокомского надъяруса с плановой траекторией эксплуатационной секции (красным цветом) первой горизонтальной скважины, а также три опорные скважины, располагающиеся на расстоянии от 1 до 4,5 км от планируемой скважины.
Геологические и технологические цели для бурения эксплуатационной секции многоствольных горизонтальных скважин:
1. Расположение башмака эксплуатационной секции в непроницаемые глинистые породы покрышки. При этом расстояние до кровли целевых отложений неокомского надъяруса должно быть ~2 м по вертикали с целью обеспечения хорошей гидроизоляции затрубного пространства в узле сочленения бокового и основного стволов скважин в системе заканчивания.
2. Бурение 70 – 100 м интервала стабилизации зенитного угла и азимута и расположение его за 60 – 80 м до башмака обсадной колонны. Интервал стабилизации необходим для размещения в нем клина-отклонителя для вырезки окна в обсадной колонне и бурения бокового ствола, а также для соединения системы заканчивания основного и бокового стволов. По данным геомеханического анализа устойчивые породы выделяются в приподошвенной части покрышки: между маркером 1 и кровлей отложений неокомского надъяруса (рис. 2).
3. Произвести вскрытие целевого пласта (при бурении горизонтальной секции) на запланированных координатах с целью плановой выработки залежи. Согласно целям бурения, допускалось вскрытие кровли целевого песчаника в интервале ± 30 м по стволу скважины от запланированной глубины.
Ввиду сложности поставленных задач в условиях высокой структурной неопределенности успешное бурение эксплуатационной секции при строительстве первой на проекте горизонтальной скважины не представлялось возможным без предварительного бурения пилотного ствола. Однако в мировой индустрии был накоплен большой опыт применения технологии сверхглубокого картирования разреза во время бурения. Данная технология обеспечивает дистанционное картирование контрастных по удельному электрическому сопротивлению (УЭС) границ на расстоянии > 45 м по вертикали. По результатам детального анализа применимости данной технологии в условиях месторождения им. В. Филановского было принято решение об отказе от строительства пилотного ствола в пользу применения технологии сверхглубокого картирования разреза при бурении GeoSphere от компании «Шлюмберже» [2].

Технология сверхглубокого картирования разреза
Технология сверхглубокого картирования разреза при бурении GeoSphere основана на методе электромагнитного (ЭМ) каротажа, обеспечивает широкий диапазон глубоких направленных азимутальных ЭМ измерений. Прибор состоит из трех отдельных модулей, расположенных между другими приборами в компоновке низа бурильный колонны (КНБК): источника электромагнитного сигнала и двух приемников. За счет большого расстояния между источником и приемниками ЭМ сигнала, а также применения пониженного диапазона рабочих частот (до 100 кГц) достигается большая глубинность исследования, превышающая 45 м.
Зондируемый объем горной породы вокруг ствола скважины может включать множество контрастных по сопротивлению границ. Для визуализации такой сложной геологической среды разработана и используется стохастическая многопластовая инверсия ЭМ измерений. В каждой точке траектории решается одномерная обратная задача с автоматическим подбором параметров: количество слоев, их мощность и сопротивление, а также угол напластования и величина электрической анизотропии. Алгоритм не требует ввода граничных условий, количества слоев или их сопротивления [3].
Результатом расчета инверсии является двумерный разрез по рассчитанным сопротивлениям, который отображает изменение УЭС пород, что может быть экстраполировано на литологию и характер насыщения пород. При наличии достаточного контраста сопротивлений инверсия с большой точностью позволяет определить углы залегания пропластков и их мощности. В случае пересечения разрывного нарушения инверсия картирует границу разрыва и позволяет оценить направление и амплитуду смещения пород [1].
Согласно предварительному моделированию для скв. № 1 описанная технология позволяет картировать кровлю пласта на расстоянии до 20 м по вертикали, что обеспечивает необходимый запас времени для планирования точной посадки скважины на кровлю пласта (рис. 3).

Технология сверхглубокого картирования разреза при бурении GeoSphere основана на методе электромагнитного (ЭМ) каротажа, обеспечивает широкий диапазон глубоких направленных азимутальных ЭМ измерений.

Бурение первой добывающей скважины
Бурение эксплуатационной секции скважины проходило с непрерывным контролем в режиме реального времени со стороны геологов компании ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» и инженеров по геонавигации компании «Шлюмберже». При поступлении данных ГИС делался расчет инверсии ЭМ измерений со сверхглубоким радиусом исследования, на основании которой проводилась оценка положения забоя скважины относительно стратиграфических границ. В случае необходимости траектория скважины корректировалась.
На рис. 4 представлены результаты бурения Эксплуатационной секции «первой скважины». Синим цветом обозначена плановая траектория бурения, красным – фактическая. В ходе работы инверсия начала картировать кровлю целевого пласта на расстоянии 20 м по вертикали, что позволило заблаговременно оценить глубину залегания и поведение кровли целевых отложений (рис. 4).
По данным инверсии было установлено, что кровля залегает на 10 м глубже прогнозных значений. Во избежание удлинения секции траектория бурения была пересчитана. По мере картирования кровли к глубине 1950м по стволу был оценен структурный угол в направлении бурения, который составил 2.5° роста. Различие с начальной структурной моделью составило 1° (плановый угол составлял 3.5° роста). Фактическая глубина исследования технологии GeoSphere полностью соответствовала результатам предварительного моделирования с учетом имеющегося контраста сопротивлений (рис. 3).
На основе полученной информации по поведению структуры траектория бурения была скорректирована с целью расположения интервала стабилизации зенитного угла и азимута бурения в стабильных породах приподошвенной части покрышки. Согласно целям скважины под зарезку бокового ствола, интервал стабилизации был обеспечен в устойчивых породах на глубинах 2000 – 2100м по стволу (ниже маркера 1).
После успешного расположения интервала стабилизации бурение было продолжено и остановлено на расстоянии 1,5 – 2 м по вертикали от кровли целевых отложений. Бурение эксплуатационной секции было завершено на плановой глубине по стволу скважины – 2160 м. Все поставленные задачи по скважине были успешно выполнены [2].
ВЫВОДЫ
Первое в России и странах СНГ применение технологии сверхглубокого картирования разреза GeoSphere при бурении эксплуатационной секции показало впечатляющие результаты. Определение приближения к целевому горизонту на расстоянии 20 м по вертикали позволяет решать широкий круг геологических и технологических задач (а при большем контрасте пород по сопротивлению возможно и более глубокое картирование границ). На примере первой горизонтальной скважины на шельфовом месторождении им. В. Филановского в условиях высокой структурной неопределенности осущ

burneft.ru

Способ бурения скважин или вторых стволов с горизонтальным окончанием

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к бурению нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин и вторых стволов с горизонтальным окончанием. Способ бурения скважин с горизонтальным окончанием включает бурение пилотного ствола с заданным зенитным углом для вскрытия продуктивного пласта, размещение средства для срезки в пилотном стволе, спуск эксплуатационной колонны и проведение геофизических исследований, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте. Пилотный ствол используют в качестве транспортного, осуществляют в него спуск эксплуатационной колонны. Горизонтальный участок бурят из пилотного ствола. Средство для зарезки выполняют с возможностью набора зенитного угла для выхода на горизонтальный участок в процессе бурения. Пилотный ствол бурят с зенитным углом до 89°. Обеспечивает повышение точности вскрытия продуктивного пласта при сокращении сроков бурения, повышении дебита нефти (газа, газоконденсата) и снижении обводненности продукции. 7 з.п. ф-лы, 10 ил.

Способ бурения скважин или вторых стволов с горизонтальным окончанием.

Известен способ проводки и крепления наклонно направленной скважины с вскрытием продуктивного пласта горизонтальным участком ствола, включающий проводку основного ствола до продуктивного горизонта, крепление основного ствола обсадными трубами технической колонны выше продуктивного горизонта, осуществление дальнейшей проводки основного ствола с набором зенитного угла и его стабилизации до выхода на горизонтальный участок скважины с входом в продуктивный пласт, после чего проводку горизонтального участка скважины осуществляют долотом диаметром, меньшим диаметра основного ствола, открытым забоем до проектной величины, отличающийся тем, что из-под технической колонны в скважину опускают эксплуатационную колонну с вводом ее в продуктивный пласт на горизонтальном участке скважины до проектной величины, после чего осуществляют крепление колонны (см. патент РФ №2089714, МПК Е21В 7/04).

Однако данный способ не дает возможности провести геофизические исследования для определения емкостно-фильтрационных характеристик пласта и его насыщения. Его применение целесообразно для пластов с продуктивной мощностью более 10 м и выдержанностью геологического строения месторождения. Способ не позволяет войти в продуктивный пласт с точностью до 1-2 м, что важно при относительно небольшой мощности продуктивного пласта 1-10 м и изменяющейся абсолютной отметки геологической кровли пласта. Вследствие этого данный способ не позволяет осуществить эффективное вскрытие продуктивных пластов, так как допускает возможность пересечения горизонтальным участком глинистых или обводненных пропластков, что обуславливает извлечение из пласта меньшего количества жидкости (газа, газоконденсата) с возможным существенным содержанием воды.

Наиболее близким к предлагаемому является способ вскрытия вторым стволом обводненных продуктивных пластов при восстановлении бездействующих скважин нефтяных месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки. Способ вскрытия обводненных продуктивных пластов, заключающийся в бурении через окно в эксплуатационной колонне восстанавливаемой скважины второго ствола, который заканчивают горизонтальным участком в продуктивном пласте, имеет отличительные особенности в том, что через окно в эксплуатационной колонне восстанавливаемой скважины производят бурение наклонного пилотного ствола (пилот-ствола), которым пересекают продуктивный пласт от кровли до подошвы (с зенитным углом до 50°), проводят в пилотном стволе геофизические исследования последнего, выявляют нефтенасыщенный пропласток продуктивного пласта, устанавливают изолирующий этот пласт цементный мост от забоя пилотного ствола до места забуривания горизонтального участка второго ствола и бурят этот участок по нефтенасыщенному пропластку в секторе, направление которого определяется азимутом пилотного ствола. Изобретение позволяет осуществлять вскрытие обводненных продуктивных пластов по нефтенасыщенным пропласткам и извлекать из них безводную нефть с месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки (см. патент РФ №2220271, МПК Е21В 7/04).

Недостатком данного способа является бурение наклонного пилотного ствола под зенитным углом γ не более 50° и цементный мост, используемый для срезки. После установки цементного моста в пилотном стволе необходимо время его затвердевания. Обычно 48 часов. Пилотный ствол бурится под зенитным углом γ не более 50° из-за того, что при большем зенитном угле с помощью цементного моста практически невозможно выйти из пилотного ствола. В связи с зенитным углом менее 50° бурится протяженный участок от места забуривания горизонтального ствола до набора зенитного угла в 90° и входа в продуктивный пласт (протяженный участок в дальнейшем именуется транспортный ствол). Так как цементный мост по прочности значительно слабее вмещающих пород, редко получается сразу наработка желоба и качественная срезка с выходом из пилотного ствола. Приходится ставить повторный цементный мост и повторять срезку. Чтобы решить проблему выхода из пилотного ствола, цементный мост ставят гораздо выше и производят наработку желоба с изменением нагрузки на долото и скорости вращения до тех пор, пока не произведут срезку. За время бурения транспортного ствола происходит значительное смещение горизонтального участка от пилотного ствола по направлению его азимута. Это повышает вероятность изменения емкостно-фильтрационных характеристик пласта и его насыщение, т.е. возможно пересечение горизонтальным участком глинистых или обводненных пропластков. Для решения этой проблемы ставят цементный мост значительно выше кровли продуктивного пласта, производят срезку против направления азимута пилотного моста, проводят дальнейшее бурение так, чтобы вскрыть продуктивный пласт в одной точке с пилотным стволом. Это увеличивает протяженность транспортного ствола до 900 метров. За время бурения транспортного ствола производят замеры кривизны ствола геофизическим прибором (инклинометром или гироскопом). Однако на больших расстояниях из-за погрешности прибора происходит расхождение между значениями абсолютных отметок в пилотном и транспортном стволе до 2 м по вертикали, что не позволяет четко вскрыть продуктивный пласт в намеченном пропластке. Все вышеперечисленное приводит к увеличению цикла строительства скважины, снижению притока из пласта с возможным существенным содержанием воды.

Задача настоящего изобретения заключается в упрощении бурения горизонтального участка за счет исключения необходимости бурения транспортного ствола (от 100 до 900 м по стволу), производстве качественной и быстрой срезки за счет использования соответствующего средства, обеспечении четкой геологической привязки горизонтального участка к пилотному стволу.

Технический результат заключается в повышении точности вскрытия продуктивного пласта при сокращении сроков бурения, повышении дебита нефти (газа, газоконденсата) и снижении обводненности продукции.

Поставленная задача достигается тем, что в способе бурения скважин или вторых стволов с горизонтальным окончанием, включающем бурение пилотного ствола с заданным зенитным углом для вскрытия продуктивного пласта и проведение геофизических исследований, спуск эксплуатационной колоны, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте, согласно решению осуществляют бурение горизонтального ствола, включающего горизонтальный участок, срезку под его бурение проводят из пилотного ствола, который снабжен средством для срезки, выполненным с возможностью изменения зенитного угла для выхода на горизонтальный участок в процессе бурения, при этом пилотный ствол бурят с зенитным углом до 89°.

Средство может быть выполнено в виде клина-отклонителя. Клин-отклонитель спускают в эксплуатационную колонну на трубах с его последующей ориентацией в заданном направлении и установкой или устанавливают на нижнюю часть эксплуатационной колонны перед ее спуском с его последующей ориентацией вместе с эксплуатационной колонной в заданном направлении и установкой или ориентируют и устанавливают на трубах в пилотном стволе до спуска эксплуатационной колонны.

Кроме того, средство может быть выполнено в виде участка пилотного ствола с измененным диаметром или в виде моста из материалов с прочностью, сопоставимой с прочностью пород пилотного ствола.

Пилотным стволом вскрывают часть продуктивного пласта или реперного геофизического пропластка.

Предлагаемое изобретение поясняется чертежами. На Фиг.1 представлено бурение горизонтального ствола с помощью клина-отклонителя, устанавливаемого в эксплуатационную колонну на трубах. На фиг.2 представлено бурение горизонтального ствола с помощью клина-отклонителя, устанавливаемого на эксплуатационную колонну (до цементажа скважины) и спускаемого совместно с ней. На фиг.3 представлено бурение горизонтального участка с помощью клина-отклонителя, устанавливаемого в пилотном стволе на трубах, перед спуском эксплуатационной колонны. На фиг.4 представлено бурение горизонтального участка с помощью изменения диаметра скважины. на фиг.5 представлено бурение горизонтального участка с помощью моста из материалов с прочностью, сопоставимой с прочностью вмещающих пород пилотного ствола. На фиг.6 представлено бурение горизонтального участка при вскрытой части продуктивного пласта с помощью клина-отклонителя, устанавливаемого на эксплуатационную колонну (до цементажа скважины) и спускаемого совместно с ней. На фиг.7 представлено бурение горизонтального участка при вскрытой части продуктивного пласта с помощью клина-отклонителя, устанавливаемого в эксплуатационную колонну на трубах. На фиг.8 представлено бурение горизонтального участка при вскрытой части продуктивного пласта с помощью клина-отклонителя, устанавливаемого в пилотном стволе на трубах, перед спуском эксплуатационной колонны. На фиг.9 представлено бурение горизонтального участка второго ствола с помощью моста из материалов с прочностью, сопоставимой с прочностью вмещающих пород пилотного ствола. На фиг.10 представлено бурение горизонтального участка второго ствола с помощью клина-отклонителя, устанавливаемого в пилотном стволе на трубах, где:

1 - направление;

2 - кондуктор;

3 - эксплуатационная колонна;

4 - горизонтальный ствол с горизонтальным участком;

5 - средство для срезки;

6 - отсекающий цементный мост;

7 - пилотный ствол;

8 - клин-отклонитель, устанавливаемый на трубах в эксплуатационной колонне восстанавливаемой скважины, для зарезки второго ствола.

Способ осуществляется следующим образом. Бурят под направление 1, осуществляют его спуск. Бурят под кондуктор 2, осуществляют его спуск. В зависимости от геологических условий возможно бурение под техническую(ие) колонну(ы) и ее(их) спуск. Целесообразность бурения под направление 1, кондуктор 2, технические колонны обусловлено геологическими характеристиками месторождения. Бурят пилотный ствол 7 в намеченную точку с зенитным углом до 89° (оптимально 70-82°). Входят в продуктивный пласт, его часть или реперный геофизический пропласток. Проводят геофизические исследования с целью определения емкостно-фильтрационных характеристик, насыщения продуктивного пласта, его части, выделения реперных геофизических пропластков. Профиль пилотного ствола 7 должен обеспечить забуривание горизонтального ствола 4. Выбирают средство (метод) 5 и технологию его установки (использования) с целью последующего быстрого изменения зенитного угла в процессе бурения под горизонтальный ствол 4 (в зависимости от геологических условий, профиля скважины). Эта операция позволяет пройти горизонтальный участок по намеченному продуктивному пропластку в непосредственной близости от пилотного ствола 7. Возможны различные варианты выполнения изобретения.

Первый вариант (см. фиг.1) заключается в следующем: бурят пилотный ствол 7 с зенитным углом, позволяющим забурить горизонтальный ствол 4. Проводят геофизические исследования, спускают эксплуатационную колонну 3. Глубину установки «башмака» и ЦКОДа (центральный клапан обратного действия) выбирают в зависимости от профиля пилотного ствола 7 и геологических условий. Если пилотным стволом 7 вскрывают границу водонефтяного контакта, то колонну 3 необходимо спускать ниже ее границы, иначе ставят отсекающий цементный мост 6 (для предотвращения перетоков). Производят цементную заливку эксплуатационной колонны 3. Выбирают место установки клина-отклонителя 5. При этом клин-отклонитель может быть извлекаемый и неизвлекаемый. Выбирают угол отклонения на клине-отклонителе с целью беспрепятственной срезки и точного вхождения в продуктивный пропласток. Спускают и устанавливают клин-отклонитель 5 на трубах в нужном направлении. Извлекают трубы. Производят срезку (из-за клина-отклонителя срезка производится в нужном направлении с набором зенитного угла). Набирают необходимый зенитный угол, входят в продуктивный пропласток, бурят горизонтальный участок.

Второе средство можно увидеть на фиг.2. Заключается оно в следующем: бурят пилотный ствол 7 с зенитным углом, позволяющим забурить горизонтальный ствол 4. Проводят геофизические исследования, ставят отсекающий цементный мост 6 (для предотвращения перетоков). Выбирают значение установки «башмака» и ЦКОДа в зависимости от профиля пилотного ствола 7 и геологических условий. Выбирают угол отклонения на клине-отклонителе с целью беспрепятственной срезки и точного вхождения в продуктивный пропласток. На нижнюю часть эксплуатационной колонны ставят клин-отклонитель 5. Затем спускают эксплуатационную колонну 3. В процессе и при окончании спуска ориентируют колонну с клином-отклонителем в нужном направлении. Производят цементную заливку эксплуатационной колонны 3. Начинают бурение горизонтального ствола 4 (из-за клина-отклонителя срезка производится в нужном направлении с набором зенитного угла). Набирают необходимый зенитный угол, входят в продуктивный пропласток, бурят горизонтальный участок.

Третье средство можно увидеть на фиг.3. Заключается оно в следующем: бурят пилотный ствол 7 с зенитным углом, позволяющим забурить горизонтальный ствол 4. Проводят геофизические исследования, ставят отсекающий цементный мост 6 (для предотвращения перетоков). Выбирают место установки клина-отклонителя 5 в зависимости от профиля пилотного ствола 7, геологических условий и верхней границы цементного моста 6. Выбирают угол отклонения на клине-отклонителе с целью беспрепятственной срезки и точного вхождения в продуктивный пропласток. Спускают и ориентируют клин-отклонитель 5 на трубах. Устанавливают его. Извлекают трубы. Выбирают значение установки «башмака» и ЦКОДа в зависимости от профиля пилотного ствола 7, геологических условий и установки клина-отклонителя 5. Затем спускают эксплуатационную колонну 3. Производят ее цементную заливку. Начинают бурение горизонтального ствола 4 (из-за клина-отклонителя срезка производится в нужном направлении с набором зенитного угла). Набирают необходимый зенитный угол, входят в продуктивный пропласток, бурят горизонтальный участок.

Четвертый метод можно увидеть на фиг.4. Заключается он в следующем: бурят пилотный ствол 7 с зенитным углом, позволяющим забурить горизонтальный ствол 4. В месте предполагаемой срезки в пилотном стволе 7 обеспечивают изменение (уменьшение или увеличение) диаметра 5. Проводят геофизические исследования пилотного ствола 7. Ставят отсекающий цементный мост 6 (для предотвращения перетоков). Выбирают значение установки «башмака» и ЦКОДа в зависимости от профиля пилотного ствола и геологических условий и места изменения диаметра. Спускают эксплуатационную колонну 3. Производят цементную заливку эксплуатационной колонны. Начинают бурение горизонтального ствола 4 (разные диаметры пилотного ствола 5 позволяют наработать желоб и произвести срезку в нужном направлении с последующим набором зенитного угла). Набирают необходимый зенитный угол, входят в продуктивный пропласток, бурят горизонтальный участок.

Пятое средство можно увидеть на фиг.5. Заключается оно в следующем: после того как пробурят пилотный ствол 7 с зенитным углом, позволяющим забурить горизонтальный ствол 4, проводят геофизические исследования, ставят отсекающий мост из композиционных материалов 5. По прочности «камня» мост должен быть сопоставим с вмещающими его породами пилотного ствола. Выбирают значение установки «башмака» и ЦКОДа в зависимости от профиля пилотного ствола 7, геологических условий и верхней границы моста 5. Спускают эксплуатационную колонну 3. Производят ее цементную заливку. Начинают бурение горизонтального ствола 4 (прочная, верхняя граница моста будет служить для срезки). Набирают необходимый зенитный угол, входят в продуктивный пропласток, бурят горизонтальный участок.

Шестое средство можно увидеть на фиг.6. Заключается оно в следующем: бурят пилотный ствол 7 с зенитным углом, позволяющим забурить горизонтальный ствол 4. Вскрывают часть пласта или реперный геофизический пропласток и проводят геофизические исследования. Выбирают значение установки «башмака» и ЦКОДа в зависимости от профиля пилотного ствола 7 и геологических условий. Выбирают угол отклонения на клине-отклонителе 5 с целью беспрепятственной срезки и точного вхождения в продуктивный пропласток. На нижнюю часть эксплуатационной колонны 3 ставят клин-отклонитель 5. Затем спускают эксплуатационную колонну 3. В процессе и при окончании спуска ориентируют колонну с клином-отклонителем 5 в нужном направлении. Производят цементную заливку эксплуатационной колонны 3. Начинают бурение горизонтального ствола 4 (из-за клина-отклонителя срезка производится в нужном направлении с набором зенитного угла). Набирают необходимый зенитный угол, входят в продуктивный пропласток, бурят горизонтальный участок.

Седьмое средство можно увидеть на фиг.7. Заключается оно в следующем: бурят пилотный ствол 7 с зенитным углом, позволяющим забурить горизонтальный ствол 4. Вскрывают часть пласта или реперный геофизический пропласток и проводят геофизические исследования. Глубину установки «башмака» и ЦКОДа выбирают в зависимости от профиля пилотного ствола 7 и геологических условий. Производят цементную заливку эксплуатационной колонны 3. Выбирают место установки клина-отклонителя 5. Выбирают угол отклонения на клине-отклонителе с целью беспрепятственной срезки и точного вхождения в продуктивный пропласток. Спускают и устанавливают клин-отклонитель 5 на трубах в нужном направлении. При этом клин-отклонитель может быть извлекаемый и неизвлекаемый. Производят срезку (из-за клина-отклонителя срезка производится в нужном направлении с набором зенитного угла). Набирают необходимый зенитный угол, входят в продуктивный пропласток, бурят горизонтальный участок.

Восьмое средство можно увидеть на фиг.8. Заключается оно в следующем: бурят пилотный ствол 7 с зенитным углом, позволяющим забурить горизонтальный ствол 4. Вскрывают часть пласта или реперный геофизический пропласток и проводят геофизические исследования. Выбирают место установки клина-отклонителя 5 в зависимости от профиля пилотного ствола 7 и геологических условий. Выбирают угол отклонения на клине-отклонителе с целью беспрепятственной срезки и точного вхождения в продуктивный пропласток. Спускают и ориентируют клин-отклонитель 5. Устанавливают его. Выбирают значение установки «башмака» и ЦКОДа в зависимости от профиля пилотного ствола 7, геологических условий и установки клина-отклонителя 5. Затем спускают эксплуатационную колонну 3. Производят ее цементную заливку. Начинают бурение горизонтального ствола 4 (из-за клина-отклонителя срезка производится в нужном направлении с набором зенитного угла). Набирают необходимый зенитный угол, входят в продуктивный пропласток, бурят горизонтальный участок.

Девятое средство можно увидеть на фиг.9. Заключается оно в следующем: в восстанавливаемой скважине ориентируют и устанавливают клин-отклонитель 8. С его помощью вырезают окно и бурят пилотный ствол 7 с зенитным углом, позволяющим забурить горизонтальный ствол 4. Пилотным стволом 7 вскрывают пласт или его часть. Проводят геофизические исследования, ставят отсекающий мост 5 из композиционных материалов. По прочности камня мост должен быть сопоставим с вмещающими его породами пилотного ствола 7. Начинают бурение горизонтального ствола 4 (прочная, верхняя граница моста будет служить для срезки). Набирают необходимый зенитный угол, входят в продуктивный пропласток, бурят горизонтальный участок.

Десятое средство можно увидеть на фиг.10. Заключается оно в следующем: в восстанавливаемой скважине ориентируют и устанавливают клин-отклонитель 8. С его помощью вырезают окно и бурят пилотный ствол 7 с зенитным углом, позволяющим забурить горизонтальный ствол 4. Пилотным стволом 7 вскрывают пласт или его часть. Проводят геофизические исследования, ставят отсекающий цементный мост 6. Выбирают угол отклонения на клине-отклонителе с целью беспрепятственной срезки и точного вхождения в продуктивный пропласток. Спускают на трубах, ориентируют и устанавливают клин-отклонитель 5 в пилотном стволе 7. При этом клин-отклонитель 5 может быть извлекаемый и неизвлекаемый. Начинают бурение горизонтального ствола 4 (из-за клина-отклонителя срезка производится в нужном направлении с набором зенитного угла). Набирают необходимый зенитный угол, входят в продуктивный пропласток, бурят горизонтальный участок.

Возможно использование еще нескольких средств и методов в способе бурения скважин или вторых стволов с горизонтальным окончанием. Их применение вряд ли приведет к сокращению цикла строительства скважины и не будет рассматриваться, но при развитии технологий возможно совершенствование способа.

Существенным отличием предлагаемого способа является отсутствие необходимости бурения транспортного ствола, т.к. горизонтальный ствол с выходом на горизонтальный участок бурят непосредственно из пилотного ствола. При этом способ позволяет быстро изменить зенитный угол в процессе бурения под горизонтальный ствол за счет бурения пилотного ствола под необходимым зенитным углом до 89°.

1. Способ бурения скважин с горизонтальным окончанием, включающий бурение пилотного ствола с заданным зенитным углом для вскрытия продуктивного пласта, размещение средства для срезки в пилотном стволе, спуск эксплуатационной колонны и проведение геофизических исследований, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте, отличающийся тем, что пилотный ствол используют в качестве транспортного, осуществляют в него спуск эксплуатационной колонны, горизонтальный участок бурят из пилотного ствола, при этом средство для зарезки выполняют с возможностью набора зенитного угла для выхода на горизонтальный участок в процессе бурения, при этом пилотный ствол бурят с зенитным углом до 89°.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что средство выполнено в виде клина-отклонителя.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что клин-отклонитель спускают в эксплуатационную колонну на трубах с его последующей ориентацией в заданном направлении и установкой.

4. Способ по п.2, отличающийся тем, что клин-отклонитель устанавливают на нижнюю часть эксплуатационной колонны перед ее спуском с его последующей ориентацией вместе с эксплуатационной колонной в заданном направлении и установкой.

5. Способ по п.2, отличающийся тем, что клин-отклонитель ориентируют и устанавливают на трубах в пилотном стволе до спуска эксплуатационной колонны.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что средство выполнено в виде участка пилотного ствола с измененным диаметром.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что средство выполнено в виде моста из материалов с прочностью, сопоставимой с прочностью пород пилотного ствола.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что пилотным стволом вскрывают часть продуктивного пласта или реперного геофизического пропластка.

findpatent.ru

Пилотные (предварительно проходимые) стволы

Ненадежность геологических реперов
Относительно малая толщина продуктивного пласта
Скважина должна быть пройдена близко к контакту флюидов

Некоторые представления о строении залежи, включая изменения угла падения пласта горных пород, дают результаты сейсморазведки. Однако, точность определения угла падения пласта по сейсмическим данным будет, вероятно, неадекватна требованиям значительного снижения неточности определения TVD, если расстояние по горизонтали между пилотным и горизонтальным стволами велико. Другим источником являются данные по соседним скважинам, если они пробурены и если в них спускали наклономер.

Неточности в определении tvd-контактов нефть/вода и газ/нефть

Если горизонтальный участок планируется близко к водонефтяному или газонефтяному контакту (OWC/GOC), важно провести точные замеры и определить ошибки глубины по вертикали (TVD) для водонефтяного и газонефтяного контактов (OWC/GOC).

Обычно глубина по вертикали TVD для водонефтяного и газонефтяного контактов (OWC/GOC) определяется по глубинам, полученным по каротажным измерениям на кабеле. Что касается глубины скважины по вертикали от поверхности, следует отметить, что глубины по кабелю могут значительно отличаться от глубин по бурильной колонне, регистрируемой бурильщиком. Кабельные определения глубины точны только для залежи, где кабель привязан в ходе контрольных каротажных замеров по всему разрезу залежи. Глубина по вертикали от поверхности до каротажного репера может быть очень неточной (±10м) и ошибки нельзя точно определить.

Неточности, связанные с такими различными видами измерений, трудно выразить количественно, кроме тех случаев, когда месторождение хорошо изучено и все контакты хорошо известны.

Самым надежным способом снижения неточности глубины по вертикали (TVD) для водонефтяного и газонефтяного контактов (OWC/GOC) являются бурение пилотного ствола до этих контактов и проведение каротажа через бурильные трубы или с помощью системы оценки пород и измерений в процессе бурения. Это даст:

Глубину по вертикали (TVD) для OWC/GOC с привязкой к глубине по бурильной колонне
Ошибку глубины по вертикали (TVD) относительно поверхности можно будет определить количественно.

После этого можно будет более точно пройти горизонтальный участок.

Использование пилотного ствола снижает фактическую ошибку определения глубины по вертикали (TVD) для горизонтального участка. Ошибка определения глубины по вертикали (TVD) от поверхности до горизонтального участка остается той же самой. Однако, относительная (то есть фактическая) ошибка определения глубины по вертикали между пилотным стволом и горизонтальным участком значительно снижается. Пилотная скважина выполняет ту же функцию для измерений глубин по бурильной колонне, что и контрольный каротаж дает для измерений глубин по каротажному кабелю.

studfile.net

Метод - бурение - скважина

Cтраница 1

Метод бурения скважин кустами зависит от глубины залегания продуктивных пластов в дан-ном месторождении нефти и газа. При глубоком залегании продуктивных горизонтов скважины кустами бурят путем проходки с каждого подвышечного блока основания одной скважины. Затем вышка и привышечные сооружения перетаскиваются на 8 - 10 м для бурения очередной скважины. На суше вышку перетаскивают на 3 - 4 м для бурения новой скважины. [1]

Внедрение методов бурения скважин с обратной промывкой, с продувкой забоя, вскрытие-пластов с высоким давлением предусматривает применение вращающихся превенторов. [2]

Анализ методов бурения скважин большого диаметра в БССР показывает, что указанные выше недостатки в меньшей степени выражены в пилотном методе бурения с последующим расширением. При этом методе раздельно бурится пилотный ствол скважины уменьшенного диаметра ( до 295 мм) турбинным или роторным способами в зависимости от целесообразности применения этих способов бурения и только при достижении проектного забоя или при установлении оптимальной глубины спуска промежуточной колонны расширяется пилотный ствол скважины до требуемого диаметра с помощью специальных расширителей роторным пли турбиннь м способом. [3]

Выбору района для внедрения метода бурения скважин с использованием аэрированной жидкости должно предшествовать тщательное изучение литологии и стратиграфии месторождений. Знание геологического строения выбранного месторождения позволяет судить о характере горных пород, слагающих разрез, об устойчивости пород и склонности их к разрушению. Все это, в свою очередь, во многом определяет возможность использования метода бурения в режиме притока применительно к конкретным условиям выбираемого месторождения. В качестве рабочих агентов используют в зависимости от условий бурения газ ( воздух) или газожидкостные смеси с различным соотношением фаз. Различают бурение с продувкой воздухом ( газом), пеной и аэрированной жидкостью. [4]

Для выявления эффективности применения наклонного метода бурения скважин при разбурива нии богатых морских месторождений нефти и газа ниже дается сравнительный анализ показателей разработки месторождений нефти и газа моря и суши Азеобайд-жанской ССР. [6]

И, наконец, этот метод бурения скважины применяют при тушении горящих фонтанов и ликвидации открытых выбросов. В этих случаях бурят вспомогательные наклонные скважины, которые должны попасть на глубине точно в ствол аварийной. [7]

Разработанный и применяемый в СССР турбинный метод бурения скважин дал возможность преодолеть трудности, которые возникают при форсированном режиме роторного бурения глубоких скважин. Расположенная на забое турбина приводит во вращение только долото. Бурильные трубы не вращаются, так как их назначение ограничивается при этом способе бурения только подводом к турбине рабочей жидкости и регулированием нажима долота на забой. Так как бурильные трубы ( наиболее ответственная часть подземного оборудования) подвержены лишь статической нагрузке, явление усталости металла отсутствует и аварии труб исключаются. Трубы могут применяться недорогие, значительно облегченного типа. [8]

Широкое применение наклонного и кустового методов бурения скважин в комплексе с другими технико-технологическими и организационно-хозяйственными мероприятиями сыграло большую роль в обеспечении высоких темпов развития нефтяной и газовой промышленности нашей страны, занявшей в 1975 г. первое место в мире по добыче нефти. [9]

Совершенно ясно, что при разработке морских нефтяных месторождений двуствольный метод бурения скважин дает возможность сократить наполовину число дорогостоящих морских оснований. Кроме того, бурение скважин по возможности следует проводить не с индивидуальных оснований, а с кустовых площадок, где будут сосредоточены устья нескольких нефтяных скважин, что также приведет к большой экономии средств. [10]

В 1952 - 1953 гг. на Жигулевских промыслах был испытан двуствольный метод бурения скважин с дополнительным комплектом инструмента. Такой вариант проходки скважин позволяет совмещать не только отдельные операции, но и целые рабочие процессы: механическое бурение в одном

www.ngpedia.ru

бурение пилотной части ствола скважины

technical_translator_dictionary.academic.ru

Пример 2

Даны положение точки входа в пласт (ТЕР) и предполагаемое (SL) положение устья скважины.

Задача: Определить минимально возможную интенсивность набора зенитного угла (BUR) при тех же условиях, что и в примере 1.

Решение: Чтобы достичь точки входа в пласт (ТЕР) при угле в 90 град., вертикальная проекция участка от КОР до ТЕР должна быть равна горизонтальному отклонению от КОР до ТЕР. При этом КОР фиксируется в положении, показанном на рис. 2-2.

Таким образом, мы видим, что: Теперь определим минимальную величину BUR аналогично тому, как это делалось в примере 1.

Рис. 2.3 Точка входа в пласт

Рис. 2.4 Точка отклонения скважины от вертикали на глубине (TVD) 3,000 фут.

Случай 1:

Дано: tvd_tep= 5,000 фут. Н = 2,000 фут

Решение: Чтобы подойти к ТЕР под углом в 90 град., расстояние от КОР до tvd_tep, должно равняться Н

Следовательно, КОР находится на глубине 3,000 фут по вертикали (TVD). Таким образом, необходимая интенсивность BUR составляет:

Так как скважина с большим радиусом искривления имеет максимальную интенсивность набора зенитного угла 6° /100 фут, это решение допускает проектирование горизонтальной скважины с большим радиусом искривления. Следует отметить, что средний радиус искривления может быть запроектирован, если увеличить глубину КОР.

Случай 2:

Дано: tvd_tep = 5,000 фут.

Н=500 фут.

Решение:

R=H=500 фут.

Так как такая величина интенсивности набора зенитного угла (BUR) превышает 6/100 фут, в этом случае имеем дело с проектированием скважины со средним радиусом искривления. Следует отметить, что профиль с большим радиусом искривления невозможен.

За помощью при этих расчетах следует обратиться к рис. 2.5 - 2.8.

Например, рис. 2-5 можно использовать, чтобы определить, что минимально возможное горизонтальное отклонение для профиля с одним участком искривления по большому радиусу составляет 955 фут, который соответствует интенсивности набора зенитного угла 6°/100 фут. Следовательно, в случае 2, описанном выше, чтобы обеспечить большой радиус искривления, устье скважины должно быть сдвинуто от точки входа в пласт (ТЕР) по крайней мере на 455 фут (по вертикальной проекции).

Рис. 2.5 Зависимость интенсивности набора зенитного угла от горизонтального отклонения для горизонтальных скважин с одним криволинейным участком (м).

Рис. 2.6 Зависимость интенсивности набора зенитного угла от горизонтального отклонения для горизонтальных скважин с одним криволинейным участком искривления (м).

Рис. 2.7 Зависимость интенсивности набора зенитного угла от горизонтального отклонения для горизонтальных скважин с одним криволинейным участком искривления (фут).

Рис. 2.8 Зависимость интенсивности набора зенитного угла от горизонтального отклонения для горизонтальных скважин с одним криволинейным участком искривления (фут).

Необходимая информация для проектирования

Выбор профиля скважины влияет на каждую фазу проектирования, бурения, заканчивания и капитального ремонта горизонтальной скважины. Как отмечалось выше, еще до начала проектирования профиля скважины требуется определенная информация. Необходимая информация включает и определение назначения скважины. Это будет определять желаемое положение горизонтального участка.

Далее целесообразно выяснить условия залежи. Они определят необходимость в разработке программы изучения горных пород. Программа изучения горных пород может иметь важное значение при выборе проектного профиля скважины. Вообще, профили скважин с малым радиусом искривления имеют самое малое количество вариантов, тогда как профили скважин с большим радиусом искривления могут быть очень разнообразными. Главным ограничением является проходимость относительно длинных каротажных приборов через криволинейные участки с малыми радиусами (с высокой интенсивностью, резкого перегиба). Соответственно, если для определения конечных экономических показателей по скважине требуется применение полного комплекта каротажных приборов, то вариант с использованием профиля с малым радиусом искривления неприемлем. Вообще, в скважину с большим радиусом искривления может быть спущен любой прибор для геофизических исследований, применяемый в обычной направленной скважине. Ограничением является не радиус изгиба измерительного прибора, а скорее проходимость приборов до забоя при большом зенитном угле.

В-третьих, должна быть определена необходимая схема заканчивания скважины и приняты следующие решения:

О заканчивании скважины открытым или обсаженным стволом.
О глубине расположения оборудования для заканчивания скважины (пакеры, насосы и т.д.)
О требованиях к диаметру скважины.

Требования к заканчиванию скважины могут быть очень важными при выборе проектного профиля скважины. Выбор заканчивания скважины с малым радиусом искривления более ограничен, чем для скважин со средним или большим радиусами искривления. К настоящему времени к удачным схемам заканчивания скважин с малым радиусом искривления относятся открытый ствол, хвостовик с щелевидными отверстиями и заранее приготовленные гравийные фильтры. Если в скважину должно спускаться глубинное оборудование, например погружной насос, то для размещения его в прямом стволе следует запроектировать участок стабилизации зенитного угла. Необходимо проанализировать и учесть все - оборудование для заканчивания и капитального ремонта скважины, которое будет спускаться в любое время в течение всего срока ее эксплуатации. Такой анализ позволит определить возможность возникновения осложнений из-за изгибающих нагрузок на участке набора зенитного угла. Например, будет определена способность установки для капитального ремонта протащить пакер через участок с резким перегибом

В-четвертых, следует уточнить ограничения, накладываемые вскрываемым объектом. При этом будет определено:

Положение, размеры и форма продуктивного объекта
Присутствие (или отсутствие) геологических реперов
Необходимость бурения пилотной скважины

И наконец, в проекте скважины следует предусмотреть диаметры ствола скважины, обсадных колонн и глубин их спуска.

Проектирование профиля скважины можно начинать, после получения исходной информации для проектирования. Ниже приведен перечень основных этапов проектирования профиля скважины в порядке их обычной очередности. Однако процесс проектирования осуществляется методом последовательного приближения и приведенные этапы должны рассматриваться только как указания рекомендательного характера.

studfile.net

участка+ствола+скважины — со всех языков на русский

См. также в других словарях:

Углубка ствола — (a. shaft sinking, shaft deepening; н. Schachtabteufen; ф. approfondissement d un puits, avaleresse, ravalement; и. profundizacion de pozo) увеличение глубины действующего ствола для вскрытия и подготовки шахтного поля на новых горизонтах … Геологическая энциклопедия
Восток (озеро) — У этого термина существуют и другие значения, см. Восток (значения). Озеро Восток Координаты: Координаты … Википедия
ГОСТ Р 53554-2009: Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Термины и определения — Терминология ГОСТ Р 53554 2009: Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Термины и определения оригинал документа: 16 ловушка углеводородов Примечание Рассматриваются залежи, по количеству, качеству и условиям залегания… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Бурение — Общая схема буровой установки: 1 буровое долото; 2 УБТ; 3 бурильные трубы; 4 кондуктор; 5 устьевая шахта; 6 противовыбросовое устройства; 7 пол буровой установки; 8 буровой ротор; 9 … Википедия
Консервация — (Conservation) Содержание Содержание 1. морских скважин Консервация скважин, законченных строительством Временная консервация скважин, находящихся в стадии строительства 2. Консервация земель и ее цели 3. Консервация незавершенных строительством… … Энциклопедия инвестора
Расширитель — (a. hole reamer, underreamer; н. Bohrlochraumer, Nachnahmebohrer, Erweiterungsbohrer; ф. elargisseur, aleseur; и. barrena de ensanchar, trepano ensanchador, broca de expansion) буровой инструмент для обработки стенок скважин. Cостоит из… … Геологическая энциклопедия
Заиливание скважин — (a. well silting; н. Verschlammen, Kolmatation; ф. embouage dans les trous de forage; и. pozo encenagado) накопление частиц горн. породы в буровой скважине вследствие выноса их из продуктивного или водоносного горизонта. Hаблюдается при… … Геологическая энциклопедия
ГОСТ 2.855-75: Горная графическая документация. Обозначения условные горных выработок — Терминология ГОСТ 2.855 75: Горная графическая документация. Обозначения условные горных выработок оригинал документа: 4.3. Изображение армировки ствола и специальных методов крепления горных выработок Условные обозначения элементов армировки… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация — (CNPC) Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация это одна из крупнейших нефтегазовых компаний мира Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация занимается добычей нефти и газа, нефтехимическим производством, продажей нефтепродуктов,… … Энциклопедия инвестора
ГКИНП 02-121-79: Руководство по дешифрированию аэроснимков при топографической съемке и обновлении планов масштабов 1:2000 и 1:5000 — Терминология ГКИНП 02 121 79: Руководство по дешифрированию аэроснимков при топографической съемке и обновлении планов масштабов 1:2000 и 1:5000: 7.8.43. «Кусты» свай в воде остатки свайных мостов, некоторых плотин и других сооружений на реках с… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Технологическая схема горнодобывающего предприятия — (a. flowsheet of a mine; н. technologisches Schema eines Bergwerk; ф. schema technologique de l entreprise miniere; и. esquema technologica de empresa minera) совокупность осн. и вспомогат. производств. процессов в сочетании с… … Геологическая энциклопедия

translate.academic.ru

Пилотный ствол скважины это