ГЛАВА 2 ТЕХНОЛОГИЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ №60 ЗОЛОТУХИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕТОДОМ БУРЕНИЯ ВТОРОГО СТВОЛА 
 

2.1 Обоснование выбора скважины для восстановления методом бурения второго ствола 

      При выборе скважины для бурения второго ствола учитывались следующие основные факторы:

    1. Необходимость более полной выработки  остаточных запасов нефти межсолевого  объекта разработки.

    2. Энергетика залежи.

    3. Экономия финансовых средств  при бурении второго ствола по сравнению с бурением новой скважины.

    4. Разница во времени затраченном на бурение второго ствола по отношению к времени бурения новой скважины.

    Конструкция скважины:

 

    – направление 630 мм – 0 ─ 6 м ─ цемент до устья

    – кондуктор 426 мм – 0 ─ 200 м – цемент до устья

    – первая техническая колона 324 мм ─ 0 ─ 1450 м ─ цемент до устья

    – вторая техническая колонна 245 мм – 0 ─ 1979 м ─ цемент до устья

    – эксплуатационная колонна 168 мм ─ 0─2010м ─ цемент до устья 

2.1.1 Характеристика работы скважины №60 Золотухинского месторождения 

     Испытатель  пластов:

1. 1957–1984 м – zd – при р=162 атм 1 м/с по КВД;

2. 2034 – 2104 м  – zd – при р=115 атм притока нет;

3. 2102 – 2214 м  –zd– при р=124 атм притока нет;

4. 3825 – 3909 – vr –при р=123 атм 2 м/с фильтрата раствора по КВД;

5. 3852 – 3953 м  –vr – при р=142 атм приток смеси фильтрата раствора и  пластовой воды;

6. 3909 – 3953 м  –sm – при р=126 атм 124 м/с воды 1,25;

7. 3950 – 4022 м  –sr – при р=160 атм притока нет. 

         В ноябре 1978 года ввод фонтаном  с дебитом 45 – 60 т/с без воды. По термометрии работал интервал 1985 –1988 м.

     В мае 1979 года  закачка 12 м пенокислоты и 12 м HCl при 100– 80  атм на воде. Продолжена постоянная фонтанная эксплуатация с дебитом 50–65 т/с без воды.

     В июле 1982 года начало обводнения от 5 %. Темп роста обводнения в пределах, все последующие годы обводнение в пределах 11 – 13 %, а с 1984 года вода из продукции исчезла.

     Далее скважина эксплуатируется фонтаном постоянно с дебитом 10 т/с без воды, а с 01.1991 года дебит составил 23 т/с без воды.

     В апреле 1994 года перевод на НГ – 57, при постоянной эксплуатации дебит 7 – 10 т/с без воды.

     В июне 1996 года перевод на фонтан. При периодической эксплуатации дебит 4 – 5 т/с без воды со снижением до 2,5 т/с воды к середине 1998 г.

     В июне 1998 года мгновенное обводнение до 98,8 %.

       В октябре 1998 года изоляционные работы. Мост 1980 – 1983 м с наращиванием до 1942 м и разбуриванием до 1970 м.СКВ 2 м 24% HCl но продавить кислоту не удалось при 110 – 120 атм. HCl порциями : 1 м 24% + 1 м 24% + 3 м 18% при 90 – 80 атм.

     На  НГ – 57 начальный дебит жидкости 5,6 т/с при 37% воды.

     В январе 1999 года вода из продукции исчезла, а с мая 1999 г вода – 98,6%, а в конце 1999 года обводнение достигает 99,7 %.

     На 01.01.2001 года добыто 24109 т нефти и 17167 т воды. 
 

2.2 Технология  бурения второго ствола скважины №60 Золотухинского нефтяного месторождения.

Обоснование месторасположения  забоя второго  ствола скважины и  его профиля.

 

          Скважина заложена в неразработанную часть петриковско–елецкой залежи в юго–восточной части золотухинского  нефтяного месторождения.

      Величина смещения забоя нового ствола 385 м по азимуту 55,72° от устья.  
 
 
 

Профиль ствола скважины №60 s2 Золотухинского месторождения : 

     Профиль ствола скважины рассчитывается с помощью  программного обеспечения фирмы «Schlumberger». Согласно расчета профиль скважины выбирается плоскостной с двумя интервалами:

      – наклонно–криволинейный 1470–1853м с набором зенитного угла от 6,30° до 55,45° и разворотом по азимуту в право с 346° до 56°;

      –наклонно–прямолинейный с сохранением угловых параметров в интервале 1853–2200м.

    2.2.1  Влияние параметров режима бурения на показатели работы долот

    Наилучшие результаты работы долот достигаются, когда выбуренная порода своевременно удаляется с забоя; в противном  случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту. Чистота забоя скважины, а следовательно, и механическая скорость проходки зависит от качества промывочной жидкости. Очистка скважины от мелкого шлама лучше обеспечивается при глинистых растворах с малой вязкостью и малой прочностью структуры. Крупные куски шлама лучше удаляются при вязких растворах. Увеличение плотности, увеличивает подъемную способность глинистых растворов.

          Но из опыта бурения  следует, что с уменьшением плотности  раствора  механическая скорость проходки на долото увеличивается.

          С увеличением плотности  бурового раствора увеличивается давление на забой скважины, сопротивляемость пород разрушению увеличивается, следовательно  показатели бурения уменьшаются.

          При постоянной осевой нагрузке и скорости вращения с увеличением количества промывочной жидкости, подаваемой на единицу площади забоя скважины, механическая скорость проходки увеличивается.

    Увеличение  количества жидкости, подаваемой на забой, независимо от природы и свойств  промывочного агента, свойств разбуриваемых пород и модели долота, всегда ведет к увеличению проходки на долото

          Скорость истечения  потока жидкости из отверстия долота и расположения этих отверстий по отношению к шарошкам и забою  скважины способствует увеличению скорости бурения.

          С увеличением скорости истечения промывочной жидкости из долотных насадок, улучшается очистка забоя скважины, а следовательно, увеличивается механическая скорость бурения. При бурении шарошечными долотами с увеличением скорости вращения, уменьшается глубина разрушения за один оборот.

          В тоже время увеличение скорости вращения ведет к увеличению числа поражений забоя зубцами  шарошек, скорости ударов зубцов о породу; эти и некоторые другие факторы  увеличивают эффективность работы долота, но  резко сокращают его  долговечность, износостойкость.

          При бурении в  хрупких и пластично–хрупких горных породах с небольшим коэффициентом пластичности теоретически возможный максимум скорости бурения достигается при очень высокой скорости вращения, а для пород высокопластичных и особенно для пород не дающих общего хрупкого разрушения, максимальная механическая скорость достигается при небольших скоростях вращения.

      При поддержании на долоте осевой нагрузки, соответствующей скорости V=max, реализуются критерии максимума механической скорости; при нагрузке, отвечающей проходке на долото h=max, бурить будут с максимальной проходкой на долото. Оптимальный режим с максимумом рейсовой скорости, очевидно будет достигнут при средней величине осевой нагрузки между Рд, соответствующей V=max, и Рд, соответствующей max.

    При турбинном бурении основным параметром режима бурения является количество прокачиваемой промывочной жидкости Q.

    Осевая  нагрузка на долото Pд находится  в зависимости от количества прокачиваемой  промывочной жидкости Q, т.е. Рд=¦ (Q).        [3, c 230]

    Число оборотов долота в турбинном бурении  переменно и зависит от количества прокачиваемой промывочной жидкости ( Q )  и осевой нагрузки   ( Рд ), т. е. n= ¦ (Q; Рд). 

    2.2.2 Разработка рациональных параметров режима бурения

 

    Для разработки рациональных параметров режима бурения необходимо:

• установить зоны возможных осложнений (нарушение целостности колонны, выбросы, поглощения промывочной жидкости, и др.), а также определить пластовые давления продуктивных горизонтов.
• изучить возможность самопроизвольного искривления ствола скважины и профилактические меры, ранее предусматривавшиеся против искривления, а также  эффективность этих мер.

          В соответствии с  геологическими условиями бурения  следует:

• выбрать промывочную жидкость, задаться ее параметрами для разбуривания отдельных горизонтов;
• произвести поинтервальный выбор способа бурения;
• выбрать типы долот для разбуривания отдельных горизонтов.

          В зависимости от способа бурения, механических свойств  пород, качества промывочной жидкости и выбранных типов долот приступить к определению необходимых значений осевой нагрузки, количества прокачиваемой промывочной жидкости и числа оборотов долота. При этом следует руководствоваться (не зависимо от способа бурения) следующими положениями:

• потенциальные возможности буровой установки должны быть максимально использованы;
• для промывки скважины должна быть выбрана промывочная жидкость с минимально возможными параметрами (плотностью, вязкостью, статическим напряжением сдвига и др.);
• количество прокачиваемой жидкости должно быть достаточным для очистки забоя и выноса частиц выбуренной породы (шлама) на поверхность и др.

          С учетом вышеизложенного, а также опыта бурения соседних скважин Светлогорским УБР, Речицким УРБ и результатов НИР, проведенных  ВНИИБТ, УкрГИПРОНИИнефть, БелНИПИнефть по обработке долот и режимов бурения, сделан подбор рациональных способов и режимов бурения поинтервально:

• способ бурения;
• тип забойного двигателя;
• типоразмеры долот;
• осевая нагрузка;
• скорость вращения долота;
• производительность насосов;
• давление на стояке;
• компоновка низа бурильной колонны( КНБК );
• параметры бурового раствора и др.

 
 
 
 
 

    2.3 Технология бурения нового ствола

    2.3.1 Основные проектные данные