Архив метки: ствол

Возвращение к старым скважинам

компания

&

nbsp;

Возвращение к старым скважинам для по­лучения дополнительной добычи не явля­ется новым методом. Начиная с середины 50-х годов, нефтяные компании возвраща­лись к старым скважинам и бурили боко­вые стволы, чтобы обойти зоны загрязнения коллектора или механические препятствия в скважине, экономя таким образом сред­ства в сравнении с бурением новых сква­жин.4 Недавнее расширение рынка услуг по бурению боковых стволов обязано во мно­гом совершенствованию технологий буре­ния и заканчивания скважин.

Возвращение к старым скважинамБурение боковых стволов снижает стои­мость строительства горизонтальных скважин. Кроме увеличения производи­тельности скважин, бурение боковых ство­лов позволяет отбирать углеводороды из коллекторов, ранее не охваченных разра­боткой (рис. 2). Многоствольные разветв­ления из существующих скважин улучша­ют условия вскрытия продуктивного пласта (рис. 3). А небольшие изолирован­ные залежи нефти или газа могут быть вскрыты скважинами с большими отхода­ми от вертикали, в том числе и многост­вольными (рис. 4). Обычно горизонталь­ные скважины по производительности превосходят вертикальные скважины в 3— 4 раза, а в некоторых случаях наблюда­лось увеличение производительности в 17 и более раз. Кроме того, при наличии газо­вой шапки или подстилающей воды (или того и другого вместе) горизонтальные скважины дают значительный прирост из­влекаемых запасов.5

В настоящее время сервисные компании по разному реагируют на возрастающие потребности в бурении боковых стволов. Компания Baker Hughes INTEQ родственной компании Baker Oil Tools рез­ко увеличила объем услуг в этой области, и ее сотрудники в Мексиканском заливе за­воевали репутацию специалистов по забу-риванию боковых стволов. В составе Шлюмберже группа RAPID (аббревиатура означает Бурение Ответвлений и Повыше­ние Добычи) была создана для решения за­дач этой быстро развивающейся отрасли бурения. Услуги, оказываемые в рамках RAPID, базируются на инженерном опыте в разработке месторождений, бурении, включая наклонно-направленное, буро­вых растворах, петрофизике и заканчива-нии скважин, то есть в тех областях зна­ний, которые обязательны для успешного проектирования, бурения и заканчивания боковых стволов (рис. 1).

Группу RAPID основали в 1995 году специалисты по развитию бизнеса в г. Шугар Лэнд, штат Техас, США (рис. 5). Когда был накоплен некоторый опыт, разработан­ная организационная структура поддержки, охватывающая ключевые специальности всех шести промысловых сервисных ком­паний корпорации Шлюмберже, стала дуб­лироваться разбросанными по всему миру местными отделениями компаний. В мини­атюре деятельность группы RAPID отоб­ражает мировой уровень развития севисных работ по бурению боковых стволов из существующих скважин.

Если вам нужно подать объявление бесплатно ижевск пожалуйста, перейдите по ссылке и вы попадете на наш портал

Не для всех скважин бурение боковых стволов является наилучшим способом повышения производительности. В связи с этим корпорация Шлюмберже выбрала увеличение отдачи пластов в качестве ос­новной цели своей сервисной деятельнос­ти. Направления приложения усилий опре­деляются объединенной группой инженеров, делегированных компаниями и решающих проблему выбора скважин- кандидатов на проведение работ по повышению отдачи пластов. Эта так называемая Группа повы­шения нефтеотдачи пластов (английская аббревиатура PEG) несет основную ответ­ственность за отбор скважин-кандидатов ивыработку проектных решений. На основе технико-экономического анализа промыс­ловой информации о скважинах или мес­торождениях инженеры группы PEG при­нимают оптимальное проектное решение, используя помощь специалистов соответ­ствующего профиля (таких как специалис­ты группы RAPID в случае бурения боко­вых стволов). Решение зависит от возникающих проблем и может включать новые геофизические исследования, реви­зию уже имеющихся каротажных материа­лов, бурение новых скважин или ответв­лений, повторную перфорацию, обработку прискважинной зоны для интенсификации притока или другие виды капитального ре­монта скважин.  Все это делается для обеспечения первоклассного сервиса при решении любого вопроса, относящегося к повышению нефтеотдачи пластов.

Возвращение к старым скважинам

Крики Горько и звон бокалов! Вам все это только предстоит? свадебные платья в нальчике Погуляйте от души!

Желаете приобрести железного коня, повидавшего дороги? машины с пробегом в новороссийске Наша доска к твоему вниманию

Ваша собака стала мамой? теперь нужно куда то девать щенков? щенки даром в татарстане Дайте объявление на нашем портале

УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Для проведения работ с трубными испытателями устье скважины обвязывается по схеме, изображенной на рис. 11.17. В частности, такая схема включает монтаж устьевой головки и ее обвязку с насосными агрегатами и может применяться в случае, когда условия испытания позволяют продол­жительно (>1 ч) выдерживать испытательное оборудование в скважине при запакерованном стволе. Это в первую очередь относится к условиям про­ведения работ в обсаженных скважинах, а также в открытом стволе пер­спективных горизонтов, когда допускается длительное стояние на притоке и поставлена цель исследовать испытуемый пласт при разных режимах его работы. Устьевая головка устроена следующим образом: в корпусе разме­щен пробковый кран, служащий для соединения или разобщения устьевого манифольда с трубами. Герметичность труб в закрытом состоянии обеспе­чивается уплотняющими резиновыми кольцами. На торцах пробки выпол­нено углубление под шестигранный ключ, которым закрывают или откры­вают кран. Шайба, закрепленная на корпусе винтами, позволяет устанав­ливать пробку в необходимом положении (открыто-закрыто). В нижней части корпуса ввинчен ствол, на который надета крестовина с резьбами Читать далее

11.1.17. ПАКЕР ПРС-195 КОНСТРУКЦИИ БОТКИНСКОГО ЗАВОДА

Пакер разбуриваемый сменный типа ПРС-195 (рис. 11.18) предназна­чен для применения совместно с гидравлической головкой из комплекта пакера в качестве уплотнителя для разобщения затрубного пространства при изоляции зон поглощения в скважинах диаметром 216 мм.

Пакер состоит из ствола 5 с трапецеидальной присоединительной резьбой 1, выполненной на его верхнем конце. Снизу к стволу на резьбе присоединяется башмак 9 с заглушкой 11 и стопорное кольцо 10. На стволе установлены верхняя 2 (с уплотнениями 4) и нижняя 7 клиновые втулки, по которым движутся якорные плашки 3. Между клиновыми втулками 2 и 7 установлен уплотнитель 6, с помощью которого осуществляется пакеровка затрубного пространства скважины. Для обеспечения возможности приме­нения пакера с открытым каналом, пакер комплектуется седлом 12 и проб­кой для глушения канала ствола пакера после закачки цементного раствора в скважину.


11.1.17. ПАКЕР ПРС-195 КОНСТРУКЦИИ БОТКИНСКОГО ЗАВОДА


Рис. 11.18. Пакер типа ПРС-195 конструкции Боткинского завода для ремонта скважин:

1 — резьба присоединительная трапецеи­дальная; 2 — клиновая втулка верхняя; 3, 8 — плашки якорные; 4 — кольца уплотни-тельные; 5 — ствол; 6 — уплотнитель пакера; 7 — втулка клиновая нижняя; 9 — башмак; 10 — кольцо стопорное; 11 — заглушка; 12 — седло для разделительной пробки


10






Техническая характеристика пакера типа ПРС-195 конструкции Боткинского завода

Номинальный ………………………………………..      216

Максимальный ………………………………………      224

Наружный ………………………………………………      195 ±1

Диаметр …………………………………………………      95

Диаметр …………………………………………………      70

Типоразмер присоединительной резьбы для свинчивания с гидроголов­
кой ……………………………………………………………      

однозаходная левая Тг 100×5 LH по ÃÎÑÒ 9884-81 Давление внутри ствола при запакеровке пакера с заглушённым каналом

ñòâîëà, ÌÏà……………………………………………….      7,5 — 9,0

Рабочая …………………………………………………..      

цементный рас­творы

Климатическое……………………………………….     ÓÕË2

Температура окружающей среды при хранении пакера, °С              От —50 до +50

Габаритные размеры, мм:

длина……………………………………………………..      685-692

диаметр………………………………………………..      200

Масса……………………………………………………….      31

Изготовитель: ОАО Торговый дом « Боткинский завод».

Параметры вертлюгов

Таблица 1.15

 

Показатели

Вертлюг

УВ-250МА

УВ-320МА

УВ-450МА

Допускаемая (максимальная) нагрузка,

2 500

3 200

4 500

кН Динамическая нагрузка (при 100 об/мин),

1450

2 000

2 600

Кгт

Максимальное давление прокачиваемой

25

32

40

жидкости (раствора) в стволе, МПа Габариты сменной верхней трубы, мм:

 

 

 

внутренний диаметр

75

75

75

наружный диаметр

90

90

90

высота

220

220

250

Твердость  рабочей  поверхности  трубы

>55

>55

>55

Размеры штропа, мм:

 

 

 

верхнее сечение НхА

140×150

150×170

170×190

высота

1 738

1 950

2 185

внутренний радиус г

125

125

125

Просвет для подвешивания на крюке В,

510

540

832

мм

 

 

 

Диаметр пальца штропа d, мм

115

140

140

Резьба  переводника для  соединения  с

3-152Л

3-152Л

3-152Л

ведущей трубой (левая)

 

 

 

Присоединительная       резьба       ствола

1   TT^’DSkQ* 1

3-152Л

3-171Л

3-171Л

\ JLCbcuI/

Соединение ствола с буровым рукавом

Фланцевое

Фланцевое

Фланцевое или

 

 

 

резьбовое через

 

 

 

проводник с

 

 

 

резьбой LP4 API

 

 

 

std.5B

Основной опорный подшипник

6-19744ХМУ

6-19752ХУ

6-19760ХУ

Центрирующий подшипник

32140, 32144

32144

2032148М

Габаритные размеры, мм:

 

 

 

высота с переводником

2 850

3 000

3 360

ширина по пальцам штропа

1 090

1 212

1 375

Масса, кг

2 200

2 980

4 100

Параметры вертлюгов

 

III

III

III

III

 

 

III

II

>—l::b-

 

III

II

Рис. 1.35. Схемы кронблоков

 

Параметры вертлюгов

 

IIII

III

IIII

III

Параметры вертлюгов

Параметры вертлюговПараметры вертлюговШИП

Определение радиуса искривления при наборе кривизны скважины.

Как указывалось выше, радиус искривления направленной скважины дол­жен быть по возможности минимальным, чтобы сократить до предела ин­тервал, в котором необходимо работать с отклоняющим инструментом и навигационными приборами. Однако при этом должны быть соблюдены следующие основные ограничения.

1.     Интенсивность искривления в обычном случае не должна превы­
шать 1,5°/10 м проходки.

2.     В любом интервале бурения должна обеспечиваться достаточная
осевая нагрузка на долото.

3.     Должно быть исключено образование желобов в скривленных ин­
тервалах ствола скважины. Это условие может быть количественно оцене­
но величиной давления замков на стенки ствола скважины:

R > 12P/Q,

где Росевое усилие, действующее на бурильные трубы; Q — допустимое нормальное усилие со стороны бурильного замка на стенку скважины; 12 — средняя длина половины бурильной свечи.

Для разрезов, сложенных мягкими породами, Читать далее