Схемы компоновок низа бурильной колонны при бурении интервалов наклонно-направленных скважин. Горизонтальная колонна нефти


Эффективность - ректификационная колонна - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Эффективность - ректификационная колонна

Cтраница 1

Эффективность ректификационной колонны должна быть равна 20 или, предпочтительно, 30 и более теоретическим тарелкам. В качестве насадок пригодны насадки Стедмана, Подбиль-няка, Кэннона, седла Берля, кольца Рашига или спирали Фенске. Чтобы температуру в кубе держать минимальной, желательно применять, если это возможно, насадку, обладающую малым сопротивлением. Колонна должна иметь приспособление для проведения адиабатического Процесса, для1 чего может служить посеребренная вакуумная рубашка или электронагревательная рубашка с переменным регулированием для возмещения потерь тепла подводом тепла извне. Лабораторная колонка не менее 90 см длиной, насаженная стеклянными спиралями диаметром около 3 мм, будет обладать минимальной требуемой эффективностью разделения, если она правильно изготовлена и работает в нормальном режиме. Чем больше коэффициент полезного действия тарелки колонны, тем меньше требуется флегмовое число для осуществления данной степени разделения и, следовательно, тем меньшее время перегоняемое вещество будет подвергаться действию нагревания.  [1]

Эффективность ректификационных колонн, необходимая для получения продуктов заданной чистоты, зависит от коэффициента относительной летучести ( а) разделяемых компонентов. Углеводородные системы в первом приближении можно рассматривать как идеальные, подчиняющиеся закону Рауля.  [2]

Эффективность ректификационной колонны, на которой был получен экстрактный раствор, не содержащий насыщенных углеводородов, составляла всего лишь 8 тт, что свидетельствует о большом значении а системы насыщенные - ароматические углеводороды при применении смешанного растворителя указанного состава.  [4]

Эффективность погоноразделителышх ректификационных колонн в настоящее время определяется числом тарелок идеальной колонны, обеспечивающей такую же полноту разделения, как и данный испытуемый прибор.  [5]

Проведена оценка эффективности ректификационных колонн этого типа и применительно к очистке галогенидов элементов IV-VI групп.  [6]

При определении эффективности ректификационной колонны с помощью разбавленных растворов по-разному будет сказываться влияние потерь дистиллата ( в том числе и отбора проб) на степень разделения в зависимости от того, какой компонент находится в незначительном количестве. В табл. IV-3 показано, как влияет отбор дистиллата на степень разделения для различных растворов. Расчет выполнен по уравнению ( П-48) для колонн с нижним резервуаром. При работе с разбавленными растворами более летучего компонента в менее летучем влияние потерь дистиллата на определяемую эффективность колонны весьма велико, что может привести к значительным ошибкам в определении ВЭТС.  [7]

Как известно, эффективность ректификационной колонны зависит от интенсивности массообмена пара и жидкости. В горизонтальной колонне жидкость троекратно участвует в массообмене с паром. Импеллеры горизонтальной колонны сходны с импеллерами центробежного насоса. Жидкость, попадая на лопасти импеллера, отбрасывается в виде мельчайших капелек. Решетки 1, разделяющие колонну, не дают капелькам жидкости попадать в примыкающие отделения, между тем как пары проникают туда свободно. Три импеллера обычно эквивалентны одной теоретической тарелке, независимо от вязкости ректифицирующей жидкости. Каждый импеллер имеет ширину 152 мм.  [9]

Показано, что эффективность трубчатой ректификационной колонны с турбулизирующими вставками возрастает в 2 - 3 раза с одновременным пропорциональным ростом удельного гидравлического сопротивления.  [11]

Рекомендуемая методика оценки эффективности ректификационных колонн с помощью разбавленных растворов была проверена еще в 1955 г. [23] на примере испытания насадочной колонны с использованием разбавленного раствора тиофена в бензоле.  [12]

Как уже отмечалось, эффективность ректификационных колонн обычно сравнивается по их разделительной способности в безотборном режиме.  [13]

Как уже отмечалось, эффективность ректификационных колонн обычно сравнивается по их разделительной способности в безотборном режиме.  [14]

Отсюда появляется возможность выразить эффективность ректификационной колонны через число единиц переноса, подобно тому как выше она выражалась через число теоретических тарелок.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Устройство для вытеснения нефти из горизонтальной скважины

Изобретение относится к области добычи нефти с применением тепла. Устройство состоит из обсадной колонны, спущенной в горизонтальную скважину и зацементированной до горизонтального участка. Горизонтальная скважина оснащена эксплуатационной колонной, внутри которой размещена колонна НКТ. Эксплуатационная колонна оснащена выходными каналами на конце горизонтального участка и входными каналами в начале горизонтального участка. Пакер установлен между эксплуатационной колонной и колонной НКТ. Эксплуатационная колонна снаружи между входными и выходными каналами оснащена надувным пакером, сообщенным с внутренним пространством эксплуатационной колонны со стороны устья от пакера, и дополнительным пакером, изолирующим скважинное пространство выше горизонтального участка. Входные каналы эксплуатационной колонны сообщены с колонной НКТ, а выходные каналы эксплуатационной колонны - с межтрубным пространством через технологический клапан. Технологический клапан состоит из корпуса с внутренним полым патрубком, в котором выполнены радиальные каналы, разделенные перегородкой. Радиальные каналы, размещенные от перегородки со стороны выходных каналов эксплуатационной колонны, перекрыты подпружиненным в сторону устья кольцевым поршнем, выполненным с возможностью продольного ограниченного перемещения в корпусе со сжатием пружины и открытием радиальных каналов. Технический результат заключается в увеличении площади охвата прогревом продуктивного пласта за счет теплофизического и виброволнового воздействия на продуктивный пласт рабочим агентом (горячим газом). 2 ил.

 

Изобретение относится к области добычи нефти с применением тепла, преимущественно из коллекторов с тяжелой, высоковязкой или битумной нефтью.

Известно устройство для разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент РФ №2340768, МПК 8E21B 43/24, опубл. в бюл. №32 от 10.12.2008 г.), включающее двухустьевые верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, причем нагнетательная скважина на устье оборудована парогенератором, а добывающая - снабжена погружным насосом, при этом обе скважины по всей длине снабжены оптико-волоконным кабелем с термодатчиками.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, большие финансовые и материальные затраты, связанные со строительством двухустьевых скважин (стоимость строительства двухустьевой скважины в три раза дороже в сравнении с одноустьевой скважиной), кроме того, термодатчики на оптико-волоконном кабеле размещены по всей длине обеих стволов двухустьевых скважин;

- во-вторых, о прорыве теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины судят по показаниям термодатчиков, на основе которых строят термограммы паровой камеры, производят их анализ, на основании которого изменяют направление фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции. Данный процесс не происходит автоматически и требует постоянного контроля за температурным режимом в паровой камере.

Наиболее близким по технической сущности является устройство для теплового вытеснения продукции горизонтальной скважины (патент RU №2067168, E21B 43/24, опубл. 27.09.1996 г.), включающее спущенные в горизонтальную скважину: обсадную колонну труб, которая зацементирована до горизонтального участка, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), пакер, центрирующий и изолирующий затрубное пространство НКТ в горизонтальном участке.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, небольшая площадь прогрева продуктивного пласта, что связано с постоянным режимом закачки рабочего реагента (горячего газа), при этом в большей степени прогревается только приствольная часть горизонтального участка;

- во-вторых, низкая эффективность прогрева продуктивного пласта, так как при постоянном режиме закачки увеличивается время разогрева продуктивного пласта;

- в-третьих, осложнен ремонт скважины, так как согласно конструкции скважины обсадная колонна выполнена неизвлекаемой, что приводит к дополнительным финансовым и материальным затратам при ремонте скважины.

Задачей изобретения является создание конструкции устройства, позволяющего сократить время на прогрев продуктивного пласта с тяжелой, высоковязкой или битумной нефтью, а также увеличить площадь охвата прогревом продуктивного пласта с возможностью упрощения ремонта скважины за счет возможности извлечения обсадной колонны при необходимости.

Поставленная задача решается устройством для вытеснения нефти из горизонтальной скважины, включающим спущенные в горизонтальную скважину обсадную колонну, которая зацементирована до горизонтального участка, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), пакер, центрирующий изолирующий затрубное пространство колонны НКТ в горизонтальном участке.

Новым является то, что скважину дополнительно оснащают эксплуатационной колонной, размещенной снаружи колонны НКТ, с выходными каналами на конце и входными - в начале горизонтального участка, а пакер установлен между эксплуатационной колонной и колонной НКТ, причем эксплуатационная колонна снаружи между входными и выходными каналами оснащена надувным пакером, сообщенным с внутренним пространством эксплуатационной колонны со стороны устья от пакера, и дополнительным пакером, изолирующим скважинное пространство выше горизонтального участка, причем входные каналы эксплуатационной колонны сообщены с колонной НКТ, а выходные - с межтрубным пространством через технологический клапан, состоящий из корпуса с внутренним полым патрубком, в котором выполнены радиальные каналы, разделенные перегородкой, причем радиальные каналы, размещенные от перегородки со стороны выходных каналов эксплуатационной колонны, перекрыты подпружиненным в сторону устья кольцевым поршнем, выполненным с возможностью продольного ограниченного перемещения в корпусе со сжатием пружины и открытием этих радиальных каналов.

На фиг.1 изображена схема предложенного устройства для вытеснения нефти из горизонтальной скважины.

На фиг.2 в разрезе изображен технологический клапан.

Устройство для вытеснения нефти из горизонтальной скважины 1 (см. фиг.1) состоит из обсадной колонны 2, спущенной в горизонтальную скважину 1 и зацементированной до горизонтального участка 3.

Горизонтальная скважина 1 дополнительно оснащена эксплуатационной колонной 4. Внутри эксплуатационной колонны 4 размещена колонна НКТ 5. Кроме того, эксплуатационная колонна 4 оснащена выходными каналами 6 на конце горизонтального участка 2 и входными каналами 7 в начале горизонтального участка 2. Пакер 8 установлен между эксплуатационной колонной 4 и колонной НКТ 5.

Эксплуатационная колонна 4 снаружи между входными 7 и выходными 6 каналами оснащена надувным пакером 9, сообщенным с внутренним пространством 10 эксплуатационной колонны 4 со стороны устья от пакера 9, и дополнительным пакером 11, изолирующим скважинное пространство 12 выше горизонтального участка 2.

Входные каналы 7 эксплуатационной колонны 4 сообщены с колонной НКТ 5, а выходные каналы 6 эксплуатационной колонны 4 - с межтрубным пространством 13 через технологический клапан 14. Технологический клапан 14 (см. фиг.2) состоит из корпуса 15 с внутренним полым патрубком 16, в котором выполнены радиальные каналы 17 и 18, разделенные перегородкой 19.

Радиальные каналы 18, размещенные от перегородки 18 со стороны выходных каналов 6 эксплуатационной колонны 4, перекрыты подпружиненным пружиной 20 в сторону устья (на фиг.1 и 2 не показано) кольцевым поршнем 21, выполненным с возможностью продольного ограниченного перемещения в корпусе 15 со сжатием пружины 19 и открытием радиальных каналов 17.

Технологический клапан 14, включенный в состав устройства, выполнен таким образом, что позволяет создавать как теплофизическое воздействие, так и виброволновое воздействие на продуктивный пласт 22 с тяжелой, высоковязкой или битумной нефтью (далее пласт), что позволяет уменьшить время разогрева и увеличить площадь охвата прогревом пласта 22.

Согласно теории Дебая коэффициенты теплопроводности и температуропроводности прямо пропорционально зависят от скорости распространения упругих колебаний µmax. В свою очередь, максимальная скорость зависит от частоты

где A - амплитуда колебаний;

v - частота колебаний.

Получим, что температуропроводность - a и теплопроводность J - твердых тел зависят от частоты колебаний в виде

Cv - объемная теплоемкость твердого тела;

L - среднее расстояние между двумя последовательными соударениями фонона при соответствующей частоте.

Устройство работает следующим образом.

Перед эксплуатацией устройства, как показано на фиг.1 производят монтаж устройства в горизонтальной скважине 1.

Закачку рабочего агента (например, пара) от парогенераторной установки (ПГУ) (на фиг.1 и 2 не показано) в горизонтальную скважину 1 осуществляют по внутреннему пространству 10, при этом поток пара через перепускные отверстия 23 поступает во внутреннюю полость надувного пакера 9, который прижимается к внутренним стенкам скважины, а также через отверстия 24 - в технологический клапан 14.

В технологическом клапане 14 поток пара попадает внутрь корпуса 15 и через радиальные каналы 17 полого патрубка 16 воздействует слева направо (по направлению потока пара (см. фиг.1) на кольцевой поршень 21, в результате чего последний, сжимая пружину 20, перемещается слева направо относительно находящихся неподвижно корпуса 15 и полого патрубка 16 до тех пор, пока не откроются радиальные каналы 18 полого патрубка 16, которые были перекрыты кольцевым поршнем 21 в исходном положении.

Поток пара в технологический клапан 14 продолжают нагнетать, вследствие чего поток пара через открывшиеся под действием давления пара радиальные каналы 18 попадает внутрь полого патрубка 16, откуда поступает через технологические каналы 22, выполненные у левого конца в полом патрубке 16 в пружинное пространство между корпусом 15 и полым патрубком 16. Также поток пара поступает в оконечную часть эксплуатационной колонны 4 и далее через ее выходные каналы 7 пар попадает в пласт, прогревая его диаметрально наружу от горизонтального участка 2.

В это время давление пара перед (со стороны устья) кольцевым поршнем 21 падает и последний за счет возвратной силы пружины 20 возвращается обратно, перемещается справа налево относительно находящихся неподвижно корпуса 15 и полого патрубка 16, перекрывая радиальные отверстия 18.

Кроме того, при обратном перемещении кольцевого поршня 21 на него оказывается дополнительный подпор пара за счет технологических каналов 25, выполненных у левого конца в полом патрубке 16, через которые поток пара поступает в пружинное пространство и воздействует справа налево на кольцевой поршень 21, что повышает эффективность вибрационной работы технологического клапана 14.

Нагнетание пара продолжают непрерывно, при этом давление пара перед кольцевым поршнем 21 внутри корпуса 15 возрастает и кольцевой поршень 21, сжимая пружину 20, перемещается слева направо относительно находящихся неподвижно корпуса 15 и полого патрубка 16 до тех пор, пока не откроются радиальные каналы 18 полого патрубка 16, которые были перекрыты кольцевым поршнем 21, и цикл повторяется.

Надувной пакер 9 исключает непосредственный контакт эксплуатационной колонны 4 с внутренними стенками скважины 1, что исключает преждевременное охлаждение пара.

Под действием напора пара кольцевой поршень 21 технологического клапана 14 совершает колебательные движения, при этом происходит периодическое перекрывание радиальных каналов 18 полого патрубка 16, что вызывает излучение гидравлических ударных волн, то есть пульсированное нагнетание пара в продуктивный пласт.

Таким образом осуществляется виброволновое воздействие на пласт.

Разогретый продукт (нефть) отбирают в начале горизонтального участка 3 горизонтальной скважины 1, при этом разогретая нефть поступает из пласта в затрубное пространство 24 эксплуатационной колонны 4 и через радиальные каналы 26 поступает внутрь колонны НКТ 5, где поступает на прием насоса 27, который может быть любым известной конструкции, например винтовым. Насос 27 перекачивает разогретую нефть по колонне НКТ на дневную поверхность.

Как вариант, при использовании устройства возможен спуск части колонны НКТ 5, находящейся в горизонтальном участке 3 в сборе вместе с эксплуатационной колонной 4, после чего в эксплуатационную колонну 4 спускается верхняя часть колонны НКТ 5, которая посредством муфты 28 герметично фиксируется с нижней частью колонны НКТ 5.

При необходимости эксплуатационную колонну 5 и колонну НКТ 9 можно извлечь и произвести ремонтные работы в горизонтальной скважине 1.

Предложенная конструкция устройства для вытеснения нефти из горизонтальной скважины позволяет сократить время на прогрев продуктивного пласта, а также увеличить площадь охвата прогревом продуктивного пласта за счет теплофизического и виброволнового воздействия на продуктивный пласт рабочим агентом (горячим газом). Кроме того, предложенная конструкция устройства позволяет упростить ремонт скважины за счет возможности извлечения обсадной колонны при необходимости.

Устройство для вытеснения нефти из горизонтальной скважины, включающее спущенные в горизонтальную скважину обсадную колонну, которая зацементирована до горизонтального участка, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), пакер центрирующий, изолирующий затрубное пространство колонны НКТ в горизонтальном участке, отличающееся тем, что скважину дополнительно оснащают эксплуатационной колонной, размещенной снаружи колонны НКТ, с выходными каналами на конце и входными - в начале горизонтального участка, а пакер установлен между эксплуатационной колонной и колонной НКТ, причем эксплуатационная колонна снаружи между входными и выходными каналами оснащена надувным пакером, сообщенным с внутренним пространством эксплуатационной колонны со стороны устья от пакера, и дополнительным пакером, изолирующим скважинное пространство выше горизонтального участка, причем входные каналы эксплуатационной колонны сообщены с колонной НКТ, а выходные - с межтрубным пространством через технологический клапан, состоящий из корпуса с внутренним полым патрубком, в котором выполнены радиальные каналы, разделенные перегородкой, причем радиальные каналы, размещенные от перегородки со стороны выходных каналов эксплуатационной колонны, перекрыты подпружиненным в сторону устья кольцевым поршнем, выполненным с возможностью продольного ограниченного перемещения в корпусе со сжатием пружины и открытием этих радиальных каналов.

www.findpatent.ru

Техническая колонна - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Техническая колонна

Cтраница 1

Техническая колонна предназначена для крепления и изоляции верхних горизонтов разреза и обеспечения успешной проходки пласта-коллектора, спуска и надежного цементирования эксплуатационной колонны.  [1]

Техническая колонна является дополнительным типом обсадной колонны, используемым в глубоких скважинах.  [2]

Техническую колонну спускают почти в каждую скважину на разную глубину - в зависимости от геологических условий. В иных районах мощность неустойчивых пород сравнительно невелика - метров сто-полтораста. Там и кондукторы спускают такой длины, чтобы на время проходки перекрыть этот интервал и бурить спокойно, не опасаясь размыва. На других месторождениях нужно спускать техническую колонну уже на более солидные глубины - метров 600 - 800 и больше.  [3]

Башмак потайной технической колонны d219 мм ( назначение колонны - изоляция сеноманской и газсалинской залежей) устанавливается в пласт плотных глин на 10 - 50 м ниже ГВК сеноманской залежи. Пласт глин выбирается по результатам ГФР в первой скважине куста для остальных скважин куста. Верх потайной колонны оснащается межтрубным пакером для надежной изоляции газоносных горизонтов. Крепление технической колонны выполняется портландцементом с расширяющими добавками в интервале от башмака колонны пакера.  [4]

Если техническую колонну извлекают, то репер устанавливают в кондукторе или шахтном направлении и также сооружают бетонную тумбу.  [5]

В технической колонне находятся бурильные трубы диаметром 140 мм.  [7]

Кондуктор ( техническая колонна) должен быть связан с рамой станка-качалки не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору ( технической колонне) и раме.  [8]

Глубина спуска технической колонны во многом определяется конкретными геолого-техническими условиями сооружения скважины, в частности, наличием неустойчивых интервалов разреза или зон поглощения промывочной жидкости и цементного раствора. Перекрытие этих интервалов технической колонной позволяет пройти без осложнений ствол под эксплуатационную колонну, ее спуск и крепление.  [9]

Оставшаяся часть технической колонны заполняется нейтральнрй жидкостью, кондуктор-нейтральной незамерзающей жидкостью.  [10]

Для цементирования технической колонны на скважине № 029 было применено затворение цемента ШПЦС-200 на известковой суспензии.  [11]

Извлечение верхней части технической колонны с незацементированным затрубным пространством допускается при отсутствии в разрезе напорных и углеводородосодержащих горизонтов.  [12]

Герметичность кондуктора и технической колонны после цементировки испытывают опрессовкой при условии, что после их спуска устанавливают превентор.  [13]

Выбор глубины спуска первой технической колонны необходимо увязывать не только с геологическими условиями разреза и степенью осложненности условий бурения, но и с конфигурацией направленной скважины, определяющей возможность спуска обсадной колонны на заданную глубину в необсаженном наклонном стволе с учетом действующих на нее сил сопротивления.  [14]

После проработки была спущена техническая колонна 0 / 245 мм с целью перекрытия гезонаошценпого разреза талицкой свиты.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Эксплуатационная колонна

Понятие о скважине, ее конструкции и элементах

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, которая строится без доступа человека к забою и имеющая диаметр во много раз меньше длины.

Начало скважины называется устьем, дно - забоем, боковые поверхности - стенками или стволом.

Скважины различного назначения - это капитальные, дорогостоящие сооружения, работающие десятки лет.

Скважины предназначены для поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений.

Незакрепленный открытый ствол скважины не представляет собой надежный канал для соединения продуктивного пласта с дневной поверхностью вследствие неустойчивости горных пород, наличия пластов, насыщенных различными флюидами (вода, нефть, газ, их смеси), которые находятся под различным давлением, и др.Крепление ствола скважины и разобщение пластов производится путем спуска стальных труб, называемых обсадными,а все спущенные трубы представляют собой обсадную колонну.

Для исключения перетоков различных флюидов из пласта в пласт кольцевое пространство между стенкой скважины и спущенной в нее обсадной колонной заполняется тампонирующим материалом с инертными и активными наполнителями, с химическими реагентами с помощью насосов.

Из вяжущих веществ наиболее широко применяются тампонажные портландцементы.

Поэтому сам процесс разобщения пластов называется цементированием.

В процессе бурения скважин встречаются такие пласты горных пород, где возможны различные осложнения, без ликвидации которых путем спуска дополнительных обсадных колонн невозможно дальнейшее бурение.

В итоге создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.

Под конструкцией скважины понимаетсясовокупность данных о числе обсадных колонн, их диаметрах и длине, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах соединения скважины с продуктивным пластом.

В скважину спускают обсадные колонны особого назначения. Это направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.

Направление

Направление спускается в скважину для создания направления стволу скважины, для предупреждения размыва и обрушения горных пород со стенок скважины и для соединения ствола скважины с желобами очистной системы. Направление цементируется на всю длину. Длина направления колеблется от нескольких метров до сотни метров в зависимости от разреза горных пород и условий бурения (море, болото, илистые рыхлые грунты и т. д.).

Кондуктор

Кондуктором перекрывают верхнюю часть геологического разреза неустойчивых пород, пласты, насыщенные водой и другими флюидами, поглощающие промывочную жидкость или проявляющие, подающие пластовые флюиды на поверхность. Кондуктором обязательно перекрываются все пласты пресной воды. На кондуктор устанавливается противовыбросовое оборудование, на устье кондуктор служит также опорой для подвески очередных колонн. Цементируется до устья.

Эксплуатационная колонна

Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или для нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления.

Эксплуатационная колонна цементируется с перекрытием предыдущей колонны в нефтяных скважинах на 150 м, а в газовых на 500 м.

Промежуточная колонна

Промежуточные колонны спускаются в том случае, если невозможно бурение без предварительного разобщения зон осложнений (проявления, поглощения, обвалы). Промежуточные колонны могут быть сплошными, т е. их спускают от устья до забоя и не сплошные, так называемые хвостовики.

Ось скважины практически всегда имеет пространственное искривление, однако, при небольшой интенсивности искривления (менее 0,1о на 10 м. длины ствола) скважину называютвертикальной(при суммарном отклонении не более 1-2о).

При большой интенсивности искривления скважины называют искривленными.

Специально искривленные под необходимыми углами с заданной интенсивностью и в определенном направлении скважины называются наклонно - направленными.

При отклонении от вертикали на 90о скважины называются горизонтальными.

Несколько наклонно - направленных скважин, расположенных рядом (несколько метров между устьями), образуют куст.Разбуривание месторождений, таким образом, называют кустовым бурением.

Для увеличения области дренирования иногда от основного ствола бурят несколько дополнительных наклонных стволов. Такие скважины называются многозабойными.

Различают скважины большого, нормального, уменьшенного и малого диаметров. Скважины большого диаметра - это больше 760 мм. Скважины, бурящиеся долотом 190,5 мм - уменьшенного диаметра. Скважины глубиной менее 1000 м - мелкие скважины, до 5000 м - глубокие, свыше - сверхглубокие.

Похожие статьи:

poznayka.org

Первая горизонтальная скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Первая горизонтальная скважина

Cтраница 1

Первая горизонтальная скважина, проходящая на 130 м непосредственно по пласту мощностью около 30 м, была проведена в 1957 г. на Яблоновском месторождении Куйбышевской области. Несмотря на то, что скважина была пробурена на сильно дренированный пласт, ее суточный дебит составил 40 т, что многократно превышало дебиты вертикальных скважин.  [1]

Первая горизонтальная скважина МН1 на Даганском месторождении является горизонтальной скважиной с большим радиусом.  [2]

Первая горизонтальная скважина в ОАО Удмуртнефть впервые была пробурена в 1992 году на Мишкинском нефтяном месторождении. В ней был получен дебит нефти в четыре раза выше, чем дебитът нефти в соседних прилегающих вертикальных скважинах. Имеющееся в то время отечественное оборудование для бурения ГС позволяло бурить горизонтальные скважины в продуктивных пластах толщиной не менее 10 метров.  [3]

Первые горизонтальные скважины были пробурены в Башкирии в 50 - х годах на Карташовской площади. В настоящее время в Башкортостане пробурено более ста горизонтальных скважин.  [5]

В отечественной практике первые горизонтальные скважины ( ГС) были пробурены в 1950 - х гг., однако широкое развитие этого метода в России началось в 1990 - е гг. и было связано с вовлечением в разработку низкопродуктивных месторождений и ростом капитальных вложений на создание новых нефтедобывающих мощностей. За прошедшие годы пробурены тысячи ГС. Повсеместно освоена технология проводки ГС в карбонатных и терригенных отложениях. В 2006 г. в России при проводке горизонтальных скважин пробурено свыше 1 млн м горных пород.  [6]

Приведены результаты проектирования и бурения первых горизонтальных скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири. Показано, что комплексное сочетание отечественных технических средств и технологий с телеметрическими системами контроля траектории ствола в процессе бурения позволяют осуществлять качественную проводку скважин по проектным профилям. Отработаны рекомендации по конструкциям скважин и колонны-хвостовика в горизонтальном стволе, по типам и параметрам буровых и цементных растворов.  [7]

ОНГКМ на отложениях артинского яруса пробурены первые горизонтальные скважины 1ТГ, 2ТГ, ЗТГ, дебиты которых составили 64 тыс., 245 тыс. и 250 тыс. м3 / сут соответственно.  [8]

В отечественной практике, в том числе на месторождениях РТ, особенно на первых горизонтальных скважинах, кислотные обработки проводились аналогично как и в вертикальных скважинах.  [9]

Использование забойных инклинометрических систем ЗИС-4 с беспроводным электромагнитным каналом связи ( БЭМКС), разработанных ВНИИГИС, в промышленных масштабах началось 15 лет назад, а первая горизонтальная скважина ( ГС) была проведена с их помощью в 1991 году в АНК Татнефть. ГС, а однотипные телесистемы выпускают в нескольких организациях, и количество их перевалило за сотню.  [10]

В анализе геолого-технических условий строительства горизонтальных скважин на Уренгойском ГКМ отмечено, что с целью предупреждения осложнений на месторождении в интервале залегания шоколадных глин при строительстве первых горизонтальных скважин предусматривался спуск удлиненной промежуточной колонны, что значительно снизило технико-экономические показатели ( ТЭП) бурения.  [11]

Первая многозабойная скважина была пробурена в 1953 г. на Карта-шевском рифовом месторождении Башкортостана. Первая горизонтальная скважина, проходящая 130 м непосредственно по пласту мощностью около 30 м, была проведена в 1957 г. на Яблоновском месторождении Куйбышевской ( ныне Самарской) области. Несмотря на то, что скважина была пробурена на сильно дренированный пласт, ее суточный дебит составил 40 т, что многократно превышало дебиты вертикальных скважин.  [12]

Всего за период с 1996 года с помощью кабеля многослойной конструкции в различных нефтяных регионах России проведено более 2500 скважинно-исследований. Практические основы бурения горизонтальных скважин заложены в СССР в 30 - е годы. Первые горизонтальные скважины в Волго-Уральской провинции пробурены в Башкирии в 1951 - 1953 годах. В мире пробурено более 20 тысяч ГС.  [13]

Первая многозабойная скважина с горизонтальными участками ствола была проведена в 1953 г. на Карташевском рифовом месторождении Башкирии. Первая горизонтальная скважина, прошедшая на 130 м непосредственно по пласту толщиной около 30 м, была проведена в 1957 г. на Яблоновском месторождении Самарской области. Несмотря на то что скважина была пробурена на сильнодренированный пласт, ее суточный дебит составил 40 т, что многократно превышало дебит вертикальных скважин.  [14]

Научный базис технического прогресса был заложен довольно давно. Многие открытия химиков, ставшие впоследствии основой технологии глубокой переработки нефти, были сделаны еще в конце XIX - первой половине XX вв. Гидроразрыв пласта был осуществлен впервые в 1951 г., несколько ранее были пробурены и первые горизонтальные скважины.  [15]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Разработка нефтяных месторождений системой горизонтальных скважин. Выбор профиля горизонтальной скважины. Обоснование длины горизонтального ствола скважины. Освоение скважин.

В СССР впервые применение многоствольных скважин было предложено еще в 1941 году Н.С. Тимофеевым. В 1947 г под руководством А.М.Григоряна и В.А. Брагина на Краснокамском месторождении из основного вертикального ствола длиной 240 м пробурили в продуктивном пласте два дополнительных ствола по 30 и 35 м.

Первая ГС (горизонтальная скважина) в Удмуртии пробурена в 1992 году на Мишкинском месторождении. Дебит скважины получен в 4 раза выше соседних вертикальных скважин. Плановое опытно-промышленное бурение ГС начато в 1994 году. Внедрение горизонтального бурения на месторождениях Удмуртии показало, что оно может успешно применяться как на начальной стадии разработки, так и на поздней, с целью повышения эффективности реализуемых систем разработки. Горизонтальные скважины и боковые горизонтальные стволы применяются в сочетании с вертикальными, по которым имеется информация о параметрах пластов (прежде всего, о нефтенасыщенных толщинах и их изменении по площади, продуктивности скважин и др.), позволяющей наиболее обоснованно размещать горизонтальные стволы.

Существует четыре группы основных критериев выбора объектов под горизонтальное бурение: геологические, технологические, технические и экономические.

Анализ влияния особенностей геологического строения объектов разработки Удмуртии на эффективность горизонтальных стволов позволяет выделить следующие основные геологическиекритерии при выборе скважин для горизонтального бурения: эффективная нефтенасыщенная толщина не менее 2.5-3 м; наличие непроницаемого экрана (уплотненной пачки пород) между водонасыщенными и нефтенасыщенными коллекторами; возможность формирования горизонтального ствола в верхней части нефтенасыщенного пласта на максимальном удалении от ВНК, особенно при наличии развитой трещиноватости пород; проводка горизонтального ствола по горизонтальной, либо по нисходящей линии и недопущение седловидных перегибов его в вертикальной плоскости в целях предотвращения вероятности образования гидрозатвора; эффективная (приходящаяся на нефтенасыщенные интервалы) длина бокового горизонтального ствола составляет 80-200 м, в зависимости от реализованной сетки скважин.

Технологическиекритерии определяются многими факторами: расположением невыработанных и слабо дренируемых зон пласта по площади и разрезу с учетом реализованной системы разработки; степенью выработанности запасов; текущими пластовыми и забойными давлениями; дебитами скважин на перспективных участках залежи; обводненностью продукции; плотностью сетки скважин; текущим состоянием разработки объекта в целом.

Технические критерии включают: состояние эксплуатационной колонны; состояние цементного камня за колонной; наличие зон осложнений в интервале зарезки и бурения БГС (бокового горизонтального ствола).

Главными экономическими критериями являются: минимизация затрат на бурение БГС, как временных, так и финансовых; окупаемость вложенных средств; рентабельность бурения БГС.

Первоочередными объектами для бурения БГС следует рассматривать простаивающие скважины: бездействующие, пьезометрические, законсервированные и т.д. Объектами для бурения БГС также могут быть скважины, находящиеся в эксплуатации на нефть с предельно низким, нерентабельным дебитом, в которых существующие методы увеличения продуктивности исчерпаны и не дают положительного результата.

При площадных системах размещения скважин в процессе разработки нефтяных месторождений целики нефти остаются в слабо дренируемых участках залежи, расположенных между добывающими скважинами, в зонах распространения коллекторов с ухудшенными геолого-физичекими характеристиками, которые "обходятся" нагнетаемой водой, а при слабой активности внедрения в залежь пластовых вод на участках, не охваченных процессом заводнения.

Определение местоположения целиков нефти, не участвующих в процессе дренирования, производится по картам разработки, картам изобар, с учетом продуктивности окружающих скважин. Размеры целиков нефти обусловлены характером размещения добывающих скважин на залежи и геологической неоднородностью коллектора, которая влияет на их продуктивность.

Прогнозирование технологической эффективности горизонтального бурения является важнейшей задачей. В специалистами института УдмуртНИПИнефть предложена следующая методика оценки технологических показателей работы ГС.

Дебит горизонтальной скважины при двухфазной (вода-нефть) фильтрации выражается формулой: , (1)

здесь fв(s), fн(s) - относительные фазовые проницаемости для воды и нефти; s - водонасыщенность; в, н - вязкости воды и нефти, К - проницаемость пласта в горизонтальном направлении, мкм2; L - длина горизонтального ствола, м, - большая полуось эллипса (контура питания).

Существуют оценки площади дренирования для горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными. Так, если площадь области питания для вертикальной скважины составляет , то для горизонтальной скважины длиной L - . Эквивалентный этой площади радиус круга равен . Данный радиус используется при расчете величины a в предложенной формуле.

Для расчетов динамики дебита используется метод последовательной смены стационарных состояний. Вводится достаточно малый шаг по времени Dt, в течение которого давление и насыщенности в пласте предполагаются постоянными. Дебит скважины на отрезке времени Dt определяется по приведенной выше формуле. Для очередного отрезка времени, учитывая упругие свойства пласта, из балансовых уравнений определяются новые значения пластового давления и водонасыщенности, которые предполагаются постоянными на очередном отрезке времени. Измененный дебит скважины определяется по формуле с новыми значениями pк и s. И так от шага к шагу.

Известно, что в силу неопределенности параметров пластовой системы и несовершенства скважины расчетные дебиты по теоретическим формулам могут значительно отличаться от фактических. Выполним согласование теоретических дебитов с фактическими для вертикальных скважин.

Дебит вертикальной скважины в начальный период разработки определяем по формуле Дюпюи для двухфазной фильтрации: . Из истории разработки известны начальные фактические дебиты вертикальных скважин .Для согласования расчетных дебитов с фактическими правую часть формулы необходимо умножить на поправочный коэффициент . Поправочный коэффициент a в комплексе учитывает несоответствие параметров пластовой системы и скважины, использованных в формуле (1), реальным их значениям. Найденный поправочный коэффициент используется для уточнения расчетных дебитов БГС. Таким образом, умножая правую часть формулы (1) на этот поправочный коэффициент, получим конечную формулу дебита жидкости горизонтальной скважины . Дебит скважины по воде определяется по формуле , ( F(s) – функция Баклея-Леверетта, характеризующая долю воды в общем потоке жидкости). Дебит по нефти в этом случае определяется как разность дебитов по жидкости и по воде.

Заметим, что дебит горизонтальной скважины, рассчитанный по формуле (1) зависит от длины ствола - чем больше длина, тем выше дебит (см рисунок). Следует отметить, что при увеличении длины горизонтального ствола пласт вырабатывается более интенсивно, поэтому возможен несколько более высокий рост обводненности продукции.

Оптимальная длина ГС определяется реализованной сеткой скважин, текущим состоянием разработки, размерами прогнозируемых целиков нефти (для БГС) и техническими возможностями бурения. При чрезмерно большой длине горизонтального ствола увеличивается риск вскрытия им уже частично дренированной зоны вблизи соседних добывающих скважин. Практические данные работы БГС на месторождениях Удмуртии указывают, что дебит горизонтального ствола в условиях неоднородных коллекторов, при сетке скважин 500´500 м и отходах от старого ствола на 150 м при увеличении его длины более 150 м не растет.

При бурении ГС для контроля траектории ствола скважины используются телесистемы с кабельным каналом связи СТТ-108 или "Радиус". Бурение осуществляется турбинным способом с использованием винтовых забойных двигателей и долот PDS фирмы "REED". Для первичного вскрытия продуктивных пластов горизонтальными стволами рекомендуется использовать буровые растворы с малым содержанием твердой фазы. Большое значение имеют улучшенные смазывающие, противоизносные, ингибирующие способности бурового раствора. Это позволяет обеспечить высокую механическую скорость бурения, долговременную работоспособность телеметрических систем, устойчивость стенок скважины при бурении в толщах терригенных пород, склонных к обвалам и осыпям, повысить качество вскрытия продуктивных пластов. Характерными осложнениями при бурении горизонтального ствола являются осыпи и обвалы стенок скважины, образование шламовых отложений и наличие прихватоопасных зон. Основными мероприятиями по предотвращению осложнений являются: применение высококачественных буровых растворов с низким показателем фильтрации, обладающих улучшенными смазывающими и ингибирующими свойствами; снижение колебания давления в процессе бурения, за счет ограничения скорости движения бурильного инструмента в горизонтальном стволе при выполнении спуско-подъемных операций до величины не более 0,2 м/с; недопущение снижения уровня при подъеме бурильных труб за счет постоянного долива бурового раствора; постоянный контроль выноса выбуренной породы, недопущение образования шламовых скоплений в горизонтальном стволе скважины за счет аксиального и радиального расхаживания бурильной колонны и прокачек пачек бурового раствора повышенной вязкости перед остановкой циркуляции. Основными мерами по предупреждению загрязнения призабойной зоны продуктивного пласта при первичном вскрытии наклонно-направленными скважинами являются: ограничение гидравлического перепада давления на продуктивный пласт; применение буровых растворов с низким показателем фильтрации; придание фильтрату бурового раствора гидрофобизирующих и ингибирующих свойств; применение буровых растворов с дисперсной фазой, размер частиц которой соответствует размерам поровых каналов призабойной зоны и исключает глубокую ее кольматацию; сокращение времени контакта бурового раствора с призабойной зоной. Важным, с точки зрения сохранения проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта, является сокращение времени ее контакта с буровым раствором. Процесс вызова притока и ввода в эксплуатацию горизонтальных скважин должен представлять собой неразрывный технологический комплекс, при проведении которого необходимо стремиться избежать работ по глушению скважины и не допустить контакта призабойной зоны продуктивного пласта с водой. Вызов притока осуществляется свабированием.

studopedya.ru

Схемы компоновок низа бурильной колонны при бурении интервалов наклонно-направленных скважин.

⇐ ПредыдущаяСтр 11 из 21Следующая ⇒

Скважины, для которых проектом предусматривается определенное отклонение забоя от вертикали, а ствол проводится по заранее заданной траектории, называются наклонно-направленными.

Наклонные скважины бурят, когда продуктивные пласты залегают под акваториями морей, озер, рек, под территориями населенных пунктов, промышленных объектов, в заболоченной местности, а также для удешевления строительства буровых сооружений.

Разработанные в настоящее время виды профилей для наклонно-направленных скважин делятся на две группы: профили обычного типа (представляющие собой кривую линию, лежащую в вертикальной плоскости) и профили пространственного типа (в виде пространственных кривых).

Типы профилей наклонно-направленных скважин обычного типа приведены на рис.1. Профиль типа А состоит из трех участков: вертикального 1, участка набора угла наклона ствола 2 и прямолинейного наклонного участка 3. Его рекомендуется применять при бурении неглубоких скважин в однопластовых месторождениях, если предполагается большое смещение забоя.

Рис.1. Типы профилей наклонно-направленных скважин: 1 - наклонный участок; 2 - участок набора угла наклона ствола; 3 - прямолинейный наклонный участок; 4 - участок снижения угла наклона ствола.

Профиль типа Б отличается от предыдущего тем, что вместо прямолинейного наклонного участка имеет участок 4 естественного снижения угла наклона. Данный профиль рекомендуется применять при больших глубинах скважин.

Профиль типа В состоит из пяти участков: вертикального 1, участка набора угла наклона ствола 2, прямолинейного наклонного участка 3, участка снижения угла наклона 4 и снова - вертикального 1. Его рекомендуется применять при проводке глубоких скважин, пересекающих несколько продуктивных пластов.

Профиль типа Г отличается от предыдущего тем, что в нем участки 3 и 4 заменены участком самопроизвольного снижения угла наклона 4. Данный профиль рекомендуется применять при бурении глубоких скважин, в которых возможны отклонения в нижней части ствола скважины.

Профиль типа Д состоит из вертикального участка 1 и участка набора угла наклона ствола 2. Для него характерна большая длина второго участка. Профиль рекомендуется при необходимости выдержать заданный угол входа в пласт и вскрыть его на наибольшую мощность.

Как видно из рис.1, все типы профилей в начале имеют вертикальный участок. Его глубина должна быть не менее 40...50 м. Окончание вертикального участка приурочивают к устойчивым породам, где можно за один рейс набрать зенитный угол 5...6 градусов.

Для отклонения скважины от вертикали применяют специальные отклоняющие приспособления: кривую бурильную трубу, кривой переводник, эксцентричный ниппель и отклонители различных типов.

В последние годы все большее распространение получают вертикальные и наклонные скважины, имеющие горизонтальные окончания большой протяженности. Это делается для того, чтобы увеличить площадь поверхности, через которую в скважину поступает нефть и соответственно увеличить дебит. Одновременно стало возможным извлекать в промышленных масштабах нефть, считавшуюся ранее неизвлекаемой, вследствие малой мощности и низкой проницаемости продуктивного пласта. Кроме того, горизонтальное окончание скважин располагают в пласте выше подошвенной воды, что позволяет продлить период безводной эксплуатации.

Способы наклонно-направленного бурения на нефть и газ

Существуют два способа наклонно-направленное бурение на нефть и газ. Первый (распространён в США) представляет собой прерывистый процесс проводки скважин c использованием роторного бурения (применяется c нач. 20в.). При этом способе c забоя скважины долотом меньшего диаметра, чем диаметр ствола скважин, забуривается углубление под углом к оси скважины на длину бурильной трубы (рис.2) c помощью съёмного или несъёмного клинового либо шарнирного устройства (рис. 3, рис. 4).

Рис. 2. Схема бурения клиновым устройством.

Рис. 3. Клиновой отклонитель.

Рис. 4. Шарнирный отклонитель.

Полученное таким образом направление углубляется и расширяется. Дальнейшее бурение ведётся долотом нормального диаметра c сохранением направления c помощью компоновки низа бурильной колонны, оснащённой стабилизаторами.

Второй способ, предложенный P. A. Иоаннесяном, П. П. Шумиловым, Э. И. Тагиевым и M. T. Гусманом в нач. 40-x гг. 20 в., основан на использовании турбобура либо др. забойного двигателя. Этот способ представляет собой непрерывный процесс набора искривления и углубления скважины долотом нормального диаметра. При этом способе для набора искривления используется такая компоновка низа бурильной колонны, при которой на долото в процессе бурения действует сила, перпендикулярная его оси (отклоняющая сила). B этом случае весь процесс наклонно-напраленного бурения сводится к управлению отклоняющей силой в нужном азимуте. Создание отклоняющей силы может осуществляться различными путями. Если турбобур односекционный, то для получения необходимой отклоняющей силы достаточно иметь над турбобуром переводник c перекошенными резьбами, либо искривлённую бурильную трубу (рис. 5).

Рис. 5. Турбинный отклонитель c искривлённой бурильной трубой.

 

При пропуске турбобура в скважину изогнутая часть компоновки над турбобуром за счёт упругих деформаций стремится выпрямиться, a в сечении изгиба возникает момент силы. Отклоняющая сила в этом случае равняется моменту силы, разделённому на расстояние от сечения изгиба до долота. Интенсивность набора угла искривления при описанной выше компоновке будет невысокой, a предельный угол искривления - менее 30°. Для более интенсивного набора искривления сечение изгиба, где возникает момент упругих сил, переносят ближе к долоту. Для этой цели применяются спец. шпиндели и турбобуры. Так как при таких шпинделях резко увеличивается отклоняющая сила, то интенсивность набора угла искривления и предельная величина искривления существенно увеличиваются.

Ha интенсивность набора угла искривления влияет также частота вращения долота и скорость подачи бурильной колонны в процессе бурения. Чем выше частота вращения долота и чем меньше скорость подачи бурильной колонны, тем интенсивнее, под действием отклоняющей силы, происходит фрезерование стенки скважины и тем интенсивнее искривление. Наибольшая интенсивность искривления может быть получена при применении в нижней части турбобура эксцентричного ниппеля, который позволяет выводить ствол скважины в горизонтальное положение.

Прямолинейные наклонные участки ствола скважины бурятся c компоновками, оснащёнными стабилизаторами. Ориентирование отклоняющей силы в нужном азимуте может осуществляться визирным спуском бурильной колонны либо c помощью инклинометра при установке над турбобуром диамагнитной трубы и магнитным устройством, расположенным в плоскости действия отклоняющей силы. Указанные методы ориентирования отклоняющей силы должны учитывать угол закручивания бурильной колонны, возникающий из-за реактивного момента турбобура, что в некоторой степени отражается на точности ориентирования. B 80-x гг. распространяются системы телеконтроля, позволяющие в процессе бурения контролировать направление действия отклоняющей силы. Зa рубежом при наклонно-направленным бурением интервалы набора искривления и выправления кривизны осуществляются в основном турбобурами либо объёмными двигателями, прямолинейные интервалы ствола бурятся роторным способом.

Забойная компоновка для бурения наклонно направленных скважин, включающая направляющую штангу с долотом, забойный двигатель с правосторонним вращением ротора и упругий центратор, расположенный в нижней части направляющей штанги, шарнирную муфту, установленную вверхний части направляющей штанги, и удлинитель, отличается тем, что с целью расширения технологических возможностей за счет изменения взаиморасположения элементов компоновки в процессе бурения она снабжена установленным над шарнирной муфтой и соединенным левой резьбой со стационарной системой забойного двигателя децентратором с упругими опорными планкамии ограничителям его перемещения, установленным на верхнем конце компоновки, причем ограничитель выполнен с опорными ребрами.

 

mykonspekts.ru