Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м

Колонну эксплуатационных труб компонуют снизу вверх следующим образом: башмак, обратный клапан, кольцо – «стоп», колонна эксплуатационных труб, подвесное устройство (якорь), разъединитель резьбовой или цанговый, инструмент, на котором спускают хвостовик. Возможен спуск заранее перфорированного хвостовика. Верхний конец хвостовика располагается внутри эксплуатационной колонны на расстоянии 50 м

от интервала выреза окна.

Цементирование хвостовика производится по всей длине его установки, за исключением продуктивного интервала, при этом применяется модульный отсекатель пластов (МОП), что исключает ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны пласта при креплении скважин.

В целях повышения качества строительства бокового ствола и совершенствования конструкции скважины необходимо:

– забуривание бокового ствола производить после извлечения эксплуатационной колонны в интервале от устья до глубины вырезания «окна» и последующее бурение БС производить без потери диаметра;

– производить местные расширения бокового ствола скважины;

– цементирование хвостовика производить до кровли продуктивного пласта с оставлением забоя открытым (совершенное вскрытие пласта) или спускать заранее перфорированный хвостовик с последующим цементированием до кровли пласта.

3.4 Анализ эксплуатации скважин с боковыми стволами на Туймазинском месторождении

На Туймазинском месторождении с начала работ по зарезке боковых стволов пробурено по состоянию на 01.01.2004 года 121 БС, из них 20 скважин на территории республики Татарстан. Накопленная добыча нефти по этим скважинам составила 463,918 тыс. тонн нефти, по РТ – 172,140 тыс. тонн нефти. Всего по ООО НГДУ «Туймазанефть» пробурено 138 боковых стволов.

За 2003 год 19% добычи нефти по месторождению пришлось на скважины с боковыми стволами. При этом доля скважин с БС в эксплуатационном фонде скважин месторождения составляет 14%. Показатели работы скважин с БС показаны в таблице 13.

Основными целями строительства боковых стволов в условиях Туймазинского месторождения являются: повышение нефтеотдачи разрабатываемых объектов в результате уплотнения сетки скважин; повышение текущей добычи нефти путем восстановления действующего фонда скважин бурением боковых стволов из нерентабельных скважин, находящихся в бездействии, в консервации и ликвидированных по техническим причинам (аварии, прихват НКТ при цементировании и т.д.), вовлечение в процесс разработки застойных, тупиковых зон, доизвлечение остаточных запасов, сосредоточенных в верхних продуктивных пачках пластов девонских отложений.

Таблица 13. Показатели работы скважин с боковыми стволами Туймазинского месторождения по годам эксплуатации

Из таблицы видно, что при интенсивном нарастании числа действующих БС годовая добыча нефти и жидкости также возрастает. Наблюдается также возрастание обводненности продукции скважин по мере выработки остаточных запасов нефти в зонах дренирования боковых стволов. Обводненность продукции в последние годы находится в пределах 83,9 – 85,4%. Рост среднесуточного дебита нефти в первые годы внедрения метода обусловлен вводом в эксплуатацию боковых стволов, пробуренных на девонские пласты (1997–1999 годы), отличающихся лучшими фильтрационно-емкостными характеристиками по сравнению с пластами каменноугольных отложений. В последующем после первоначального, резкого падения средний дебит скважин по нефти колеблется в пределах 2,7 – 3,7 т/сут. Дебит по жидкости также продолжает несколько снижаться от уровней 23 – 25 т/сут до 18 – 19 т/сут.

 Скачать реферат