Как известно, основным целевым назначением проектирования разработки месторождений независимо от применяемых методов повышения нефтеотдачи является обеспечение запланированных уровней добычи нефти, а также наибольшего коэффициента извлечения нефти при максимальной прибыли с одновременным выполнением экологических требований и охраны недр, С учетом перечисленных требований становится вполне понятным, насколько важным является правильное размещение любых скважин на месторождении и особенно горизонтальных, преследующих цель наибольшего доизвлечения нефти на уже разрабатываемом месторождении. Этой цели подчинены все последующие технологические процессы, начиная от строительства скважин, вскрытия и освоения до непосредственной добычи нефти и ремонтных работ.
При неправильном выборе размещения горизонтальных скважин и направлении горизонтального участка его ствола все последующие безукоризненно выполненные технологические работы не дадут желаемого эффекта. Поэтому основным критерием размещения горизонтальных стволов скважин является предварительное тщательное изучение геологических условий залегания продуктивного пласта, нефтенасыщенности и степени выработанности запасов.
Епихин АВ. Лекция 5. Геонавигация. Бурение горизонтальных скважин. 2020
При этом обязательно должна учитываться работа всей пластовой системы месторождения. Анализируя состояние разработки месторождений, находящихся продолжительное время в эксплуатации, не трудно убедиться, что в результате неравномерного фронта вытеснения нефти по различным причинам в продуктивном пласте остаются целики нефти, практически не тронутые разработкой.
На выявление этих зон и должны быть направлены в первую очередь предварительные исследования геологов. Конечно же, целесообразность бурения горизонтальных скважин не определяется лишь этим изучением. Во внимание принимается целый ряд других обстоятельств, в том числе наличие слаборазобщенных подошвенных вод, близость ВНК, наличие верхних вод и газовых шапок, коллекторские свойства продуктивного пласта, градиента давления внутри залежи, текущая обводненность продукции близлежащих скважин, проницаемость и трещиноватость разобщающих пропластков. Особое значение при этом уделяется анизотропии пласта по проницаемости, т. е. отношение вертикальной проницаемости к горизонтальной проницаемости. С учетом повышенной стоимости бурения горизонтальных скважин проводится технико-экономическая оценка доизвлечения указанных объемов нефти существующими новыми методами повышения нефтеотдачи и сопоставление этих данных при горизонтальном бурении.
При оценке стоимости строительства горизонтальных скважин учитываются опыт и особенности бурения горизонтальных скважин в зависимости от таких факторов, как:
— наличие неустойчивых пород и их толщины при вхождении в интервал горизонтального ствола;
— возможность оставления без изоляции и разобщения нижней части разреза;
— необходимость обсаживания горизонтальной части ствола.
Требуется также оценить коэффициент удорожания проведения исследовательских, ремонтных, а также геолого-технических мероприятий в горизонтальном стволе скважин в сравнении с вертикальными скважинами. Это, очевидно, можно сделать на основе предварительного анализа стоимости указанных мероприятий на месторождениях, разрабатываемых с использованием горизонтальных скважин.
Бурение горизонтальных скважин
С учетом накопленного опыта бурения и проектирования разработки с применением горизонтальных скважин, известно большое разнообразие систем разработки нефтяных месторождений с различным размещением горизонтальных и вертикальных скважин. Основные из них следующие: параллельно-линейная, блочно-линейная, лучевая, радиально-лучевая и т. д. Эти системы разработаны и применяются в основном на месторождениях Башкортостана и Татарстана.
Следует отметить, что горизонтальное бурение за рубежом и России применяется на месторождениях с легкими нефтями, в основном на мощные толщи коллекторов (10 и более метров), не имеющих газовых шапок и подстилающей воды.
Применение на месторождениях Удмуртии системы разработки с горизонтальными скважинами принципиально отличается от таковых в других регионах России.
Данные промысловых и геофизических исследований в добывающих и нагнетательных скважинах указывают на неравномерность выработки по разрезу скважин с высокой послойной неоднородностью. Охватываются выработкой в основном высокопроницаемые пропластки коллекторов. Из-за близости водонефтяных и газонефтяных контактов, как правило, не вскрывались целые пропластки высокой продуктивности, которые не могут быть вовлечены в разработку обычными методами.
Поэтому на ряде месторождений, содержащих вязкие и высоковязкие нефти, предложены и внедрены в промышленных объемах комбинированные системы разработки, включающие использование традиционно применяемых сеток скважин (7 и 13-точечные обращенные системы), внедрение термических и термополимерных методов воздействия на продуктивные пласты, бурение горизонтальных уплотняющих скважин в сформированных элементах и реанимацию высокообводненного, низкодебитного фонда скважин путем зарезки боковых горизонтальных стволов.
Как отмечалось ранее, первая ГС 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.
Горизонтальные скважины на Кезском месторождении бурились на продуктивные отложения башкирского яруса и верейского горизонта, которые сложены карбонатными коллекторами в основном порово-кавернозного типа. Эффективные нефтенасыщенные толщи — от 0,6 до 3,8 м, отмечается высокая расчлененность разреза (К расч. — около 8), рис. 1.17.
На месторождении в опытном порядке пробурено 3 скважины в центральной части залежи.
Результаты эксплуатации наглядно свидетельствуют о значительном повышении дебита в сравнении с соседними вертикальными.
Первые четыре ГС на черепетской залежи Мишкинского месторождения, пробуренные на опытном участке, показали их высокую эффективность — более чем пятикратное увеличение продуктивности скважин в сравнении с соседними вертикальными скважинами.
В промышленных объемах горизонтальное бурение на Мишкинском месторождении реализуется с 1995 года на основании составленной технологической схемы разработки. Разработанная система размещения скважин позволяет семиточечный обращенный элемент преобразовать в систему из 4-х горизонтальных скважин и центральной нагнетательной скважины, что позволяет существенно увеличить охват и выработку запасов. В случае недостаточной приемистости вертикального ствола нагнетательной скважины, не обеспечивающей охват элемента вытеснением, предлагается забурка из нагнетательной скважины бокового горизонтального ствола. Как ранее было отмечено, коллекторами являются карбонатные породы, характеризующиеся высокой послойной и зональной неоднородностью и сравнительно невысокими коллекторскими свойствами.
Для наглядности и удобства читателей мы вновь обращаемся к геологическому профилю Мишкинского месторождения, теперь уже с точки зрения размещения горизонтальных скважин.
Пористость в среднем около 16 %, проницаемость 0,213 мкм2. Средняя нефтенасыщенная толщина 7,5 м. Нефть высоковязкая (75,7 мПа*с в пластовых условиях), высокосмолистая, высокопарафинистая. Длина горизонтального ствола ограничена 150 м, с учетом высокой плотности пробуренных скважин. В целях предупреждения обводнения скважин подошвенной водой горизонтальные скважины размещены на участках залежи с наличием уплотняющей пачки между нефтенасыщенными и водонасыщенными породами, выполняющей роль экрана в предупреждении обводнения подошвенной водой.
Схема размещения горизонтальных скважин на черспетской залежи Мишкинского месторождения представлена на рис. 1.18.
Выполненными технико-экономическими расчетами подтверждена экономическая и технологическая эффективность предложенной системы разработки на Мишкинском месторождении. Дополнительная добыча нефти оценивалась в 1,5 млн т, увеличение коэффициента извлечения нефти (КИН) на 2,9 %. Анализ работы пробуренных горизонтальных скважин показывает, что на начальном периоде работы прогрессирующего обводнения не отмечено. Высокие результаты получены по горизонтальным скважинам 436 и 427, пробуренным в южной переклинальной части структуры.
При освоении скважин получены фонтаны нефти более 60 т/сут, средние текущие дебиты составляли всего лишь около 4 т/сут. Начальный дебит по нефти в среднем составлял 25,5 т/сут при средней обводненности 16,4%. За весь период разбуривания черепетской залежи системой вертикальных скважин дебит нефти не превышал 3,0-4 т/сут.
Таким образом, начальный дебит по горизонтальным скважинам более чем в 6 раз превышает дебит по вертикальным. Текущий дебит составлял 15,7 т/сут. при обводненности 24,1 %. По вертикальным скважинам эти показатели составляли 2,8 т/сут. и 75,6 % соответственно. Иными словами, текущий дебит по горизонтальным скважинам в 6 раз выше, чем по вертикальным, обводненность в 3 раза ниже.
С учетом накопленного опыта бурения горизонтальных скважин в дополнение к проекту рассмотрен вариант разработки верейского объекта Ижевского месторождения вертикальными и горизонтальными скважинами на основе проектной площадной семиточечной системы. Добывающие горизонтальные скважины размещены по сторонам квадрата, в центре которого бурятся нагнетательные вертикальные скважины.
Вместо шести вертикальных бурятся 4 горизонтальные скважины. Горизонтальные скважины размещены в зоне нефтенасыщенных толщин от 3,5 м и более. Предусмотрено бурение боковых горизонтальных стволов из обводненных скважин с нижнего девонского объекта.
Рекомендуемую систему размещения скважин можно охарактеризовать как площадную пятиточечную с бурением в элементе 4 добывающих горизонтальных скважин. Предложено к бурению 12 горизонтальных скважин и 7 БГС с девонских обводненных скважин.
Длина горизонтального ствола с учетом небольших дренируемых запасов оной скважиной определена от 100 до 200 м. Технологически и экономически этот вариант предпочтительнее в сравнении с вариантом разработки вертикальными скважинами. Он обеспечивает более высокие темпы нефтеотдачи и нефтедобычи, а главное — экономически рентабельную разработку. КИН — на уровне 0,395 (утвержденный 0,29), прибыль оценивается в 48,4 млр руб., доход государству — 136,4 млр руб. Срок разработки сокращается с 84 до 47 лет.
На Южно-Киенгопском месторождении горизонтальные скважины пробурены на верейские отложения. Верейский горизонт представлен чередованием терригенных и карбонатных пород. Продуктивные нефтенасыщенные пласты имеют небольшие эффективные толщины, которые изменяются от 2 до 5 м, в среднем составляя 2,9 м.
Согласно дополнению к технологической схеме, горизонтальное бурение предусматривалось на юго-восточном склоне поднятия. Общий фонд горизонтальных скважин — 8, из них 6 добывающих и 2 нагнетательных. Длина горизонтального ствола — от 212 до 470 м (рис. 1.21, 1.22).
Средний дебит по горизонтальным скважинам составлял 15 т/сут, коридор для бурения горизонтального ствола — не более 3 м, проектный профиль — горизонтальный. Учитывая небольшие размеры залежи, область дренирования горизонтальными скважинами значительна, темпы отбора при реализации варианта разбуривания горизонтальными скважинами почти на 3 % выше, чем вертикальными. По основным экономическим показателям данный вариант предпочтительнее. Срок разработки залежи 11 лет.
Расчетный КИН по опытному участку — 0,580, против утвержденного 0,434, или на 14,6 % выше. За весь срок разработки поток наличности в сравнении с утвержденном вариантом оценивается на 13,1 млрд руб. больше. Все горизонтальные скважины пробурены и находятся в эксплуатации.
На Гремихинском месторождении в период опытно-промышленного внедрения пробурено четыре горизонтальные скважины, в том числе одна скважина — на терригенные коллекторы. Гремихинское месторождение представляет сложный многопластовый резервуар, основные запасы приурочены к карбонатным коллекторам башкирского яруса, который является базовым объектом бурения ГС. Это единственное месторождение в России с высоковязкими нефтями, где внедрено горизонтальное бурение.
Тип залежи пластово-сводовый, приурочена она к брахиантиклинальной складке. Продуктивный пласт А4 четко разделяется на 3 самостоятельные части, разделенные плотными карбонатными прослоями от 1 до 5 м. Пористость коллекторов — 17,4 %, нефтенасыщенность — 81,7 %, проницаемость — 0,414 мкм2, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 12-18 м. Нефти месторождения высоковязкие (150 мПа*с), тяжелые.
Результаты бурения первых скважин показали, что они имеют продуктивность на уровне проектных (4 т/сут.), что в 2 раза выше, чем продуктивность работающих соседних вертикальных скважин.
На месторождении в опытном порядке пробурены многоствольные скважины (рис. 1.23).
В настоящее время начато внедрение принципиально новой системы разработки башкирской залежи Гремихинского месторождения, основанной на использовании сложных скважинных систем (горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин) в сочетании с закачкой теплоносителя. Технологические расчеты показывают, что предлагаемая система позволяет вовлечь в разработку слабодренируемые участки и пропластки и довести конечную нефтеотдачу до 40 и более процентов.
На башкирский объект разработки Киенгопской площади Чутырско-Киенгопского месторождения в опытном порядке пробурено 2 ГС.
Башкирская залежь была введена в разработку в 1970 году. В настоящее время на основной, наиболее продуктивной части залежи, реализована 13-точечная площадная система заводнения с сеткой размещения скважин 300х300 м. Текущий дебит вертикальных скважин по нефти составляет 5 т/сут при обводненности 87%. Коллектора характеризуются невысокой пористостью и проницаемостью (11 % и 0,283 мкм2), нефти повышенной вязкости — 27 мПа*с.
Как на Чутырской, так и на Киенгопской площадях наблюдается опережающая выработка нижней пачки пластов.
На Чутырской площади длина горизонтального ствола составила в скв. 981 — 166 м, в скв. 987 — 206 м., при этом профиль первой скважины -синусоидальный, второй — нисходящий. Текущий дебит ГС составил: скв. 981 — 10 т/сут при обводненности 52,1 %; скв. 987 — 8,6 т/сут при обводненности 3 %.
На Ончугинском месторождении пробурена первая горизонтальная скважина 628 на терригенные яснополянские отложения (см. рис. 1.24). Скважина введена в эксплуатацию с начальным дебитом нефти 15,7 т/сут. и обводнённостью продукции 10,9%. Дебит вертикальных скважин составляет 6 т/ сут.
Горизонтальные скважины на Кезском месторождении бурились на продуктивные отложения башкирского яруса и верейского горизонта, которые сложены карбонатными коллекторами в основном порово-кавернозного типа. Эффективные нефтенасыщенные толщины — от 0,8 до 2,8 м, отмечается высокая расчленённость разреза (рис. 1.25). В опытном порядке на месторождении пробурено 3 скважины в центральной части залежи.
Результаты эксплуатации скважин свидетельствуют о значительном превышении дебита ГС в сравнении с соседними вертикальными.
Анализ работы первых ГС показал, что их продуктивность кратно выше, а обводненность ниже, чем у вертикальных скважин. При этом отмечается стабильность работы скважин на протяжении нескольких лет, катастрофического обводнения продукции и падения уровня добываемой нефти не отмечается.
Сегодня в действующем фонде ОАО «Удмуртнефть» более 4 тыс. скважин, из них более 25 % относятся к категории высокообводнённых (обводнение более 90 %).
По наиболее крупным разрабатываемым объектам высокообводненный фонд составляет практически 50 %.
В последнее время начато бурение горизонтальных стволов на высокообводненных скважинах башкирского объекта разработки Гремихинского, Чутырско-Киенгопского, турнейского объекта Мишкинского и яснополянского объекта Ельниковского месторождений. Результаты бурения боковых горизонтальных стволов показали, что удается реанимировать практически неработающие скважины, достигая как минимум средней продуктивности объекта, а в ряде скважин — его увеличения в 1,5-2 раза.
Следует отметить, что достигается другая немаловажная цель снижения обводненности, т.е. удается за счет бокового ствола отойти от конуса обводнения.
На ряде месторождений отрабатывается система размещения боковых горизонтальных стволов, предусматривающая значительную корректировку существующих систем разработки.
Проводятся работы по созданию новых геолого-математических моделей нефтяных месторождений и совершенствованию существующих, по разработке методик расчета оптимального профиля и длины горизонтальных стволов скважин.
Источник: fccland.ru
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
2.8.1. Рабочие проекты на строительство горизонтальных скважин должны содержать следующие положения и решения:
— — обоснование профиля и интенсивности искривления (радиуса искривления) ствола скважины, исходя из заданной протяженности горизонтального положения в продуктивном пласте;
— — расчеты дополнительных изгибающих нагрузок на колонны обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в интервалах резкого искривления ствола;
— — мероприятия по обеспечению безотказной и безаварийной работы колонн обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в условиях интенсивного искривления ствола скважины в зенитном и азимутальном направлениях;
— — коэффициенты запаса прочности для расчета обсадных колонн и условия обеспечения герметичности их резьбовых соединений;
— — технические условия по обеспечению проходимости внутри колонн труб инструмента и приспособлений для проведения технологических операций, приборов ловильного инструмента и внутрискважинного оборудования;
— — мероприятия по минимизации износа обсадных колонн при спуско-подъемных и других операциях, предотвращению желобообразований в интервалах искривления и горизонтальном участке;
— — гидравлическую программу, обеспечивающую транспорт шлама из горизонтального участка ствола скважины и вымыв газовых шапок, формирующихся в верхней части горизонтального проложения;
— — крепление скважины в интервалах интенсивного искривления и горизонтальном участке (при необходимости);
— — допустимые нагрузки на стенки скважины от силы прижатия колонны бурильных труб в местах интенсивного набора кривизны.
2.8.2. Выбор конструкции горизонтальных скважин должен определяться принципами, установленными настоящими Правилами безопасности.
Источник: sdelo.ru
Оборудованию горизонтальных скважин
Конструкция горизонтальной скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:
— максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины;
— применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;
— условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;
— получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;
— условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь, за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности.
— максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.
Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при строительстве ГС определяется количеством зон, с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых давлений гидроразрыва пластов (ГРП), прочности и устойчивости пород. Башмак обсадной колонны, перекрывающий породы, склонные к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы или в плотных пропластках.
До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимум одной промежуточной колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов.
Необходимая разность диаметров скважин и муфт обсадных колонн должна выбираться исходя из оптимальных величин, установленных практикой бурения и максимально обеспечивающих беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а также качественное их цементирование.
Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность, проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении бурового раствора (жидкости глушения) пластовым флюидом или газожидкостной смесью, снижения уровня в процессе освоения или механизированной добыче, нагрузок возникающих в результате пространственного искривления скважин, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации.
Прочность кондукторов, технических колонн и установленного на них противовыбросового оборудования (ПВО) должна обеспечить:
— герметизацию устья скважины в случаях газоводонефтепроявлений (ГВНП), выбросов и открытого фонтанирования с учетом превышения дополнительного давления, необходимого для глушения скважины, не менее чем на 10 %;
— устойчивость (сохранение целостности) при воздействии гидростатического давления столба бурового раствора максимальной плотности;
— противостояние воздействию максимальных сжимающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервалах залегания склонных к текучести пород.
Стандарты и технические условия по изготовлению обсадных труб должны быть согласованы с Ростехнадзором. Использование импортных обсадных труб, допускается при соответствии их зарубежным стандартам, подтвержденным сертификатом производителя.
Конструкция устья скважины, колонных головок, герметизирующих устройств должны обеспечивать:
— подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;
— контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;
— возможность аварийного глушения скважины;
— герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважин;
— испытание обсадных колонн и межколонных пространств на герметичность.
Конструкция скважины должна предусматривать возможность реконструкции крепи скважины, в том числе путем забуривания и проводки нового ствола скважины.
Кроме того, проекты на строительство ГС должны содержать следующие положения и решения:
— обоснование профиля и интенсивности искривления (радиуса искривления) ствола скважины, исходя из заданной протяженности горизонтального положения в продуктивном пласте;
— расчеты дополнительных изгибающих нагрузок на колонны обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в интервалах резкого искривления ствола;
— мероприятия по обеспечению безотказной и безаварийной работы колонн обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в условиях интенсивного искривления ствола скважины в зенитном и азимутальном направлениях;
— коэффициенты запаса прочности для расчета обсадных колонн и условия обеспечения герметичности их резьбовых соединений;
— технические условия по обеспечению проходимости внутри колонн труб инструмента и приспособлений для проведения технологических операций, приборов ловильного инструмента и внутрискважинного оборудования;
— мероприятия по минимизации износа обсадных колонн при спуско-подъемных операциях (СПО) и других операциях, предотвращению желобообразований в интервалах искривления и горизонтальном участке;
— гидравлическую программу, обеспечивающую транспортировку шлама из горизонтального участка ствола скважины и вымыв газовых шапок, формирующихся в верхней части горизонтального ствола скважины;
— крепление скважины в интервалах интенсивного искривления и горизонтальном участке (при необходимости);
— допустимые нагрузки на стенки скважины от силы нажатия колонны бурильных труб в местах интенсивного набора кривизны.
При протяженности горизонтального участка ствола скважины более
300 м применение верхнего привода обязательно.
Для удаления газовых шапок в верхней части горизонтального участка (в местах расширения ствола, перегибах и т.п.) интенсивность промывки в начале каждого долбления должна обеспечивать образование турбулентного потока в кольцевом пространстве горизонтальной части ствола. Выход разгазированной пачки раствора на поверхность должна фиксироваться и при необходимости регулироваться.
Расчет обсадных колонн должен производиться с учетом следующих условий:
— коэффициенты запаса прочности на избыточное давление для секций, находящихся в пределах горизонтального участка составляют от 1,3 до 1,5; для секций находящихся в интервалах искривления от 3,0°/10 м — 5,0°/10 м составляет — 1,05; для секций в интервалах искривления свыше 5°/10 м – 1,10;
— коэффициент запаса прочности на внутренне давление – 1,15.
При проведении расчетов для горизонтальных участков следует выбирать трубы наиболее низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки (трубы исполнения А), а для интервалов интенсивного набора кривизны – трубы высоких групп прочности.
Выбор резьбовых соединений и герметизирующих средств в интервалах интенсивного искривления ствола скважины должен производиться на основании таблицы 2.1.
Типы резьбовых соединений обсадных труб для искривленных
интервалов ствола скважины
| Интенсивность искривления, град / 10 м | Избыточное внутреннее давление, МПа | Сочетание резьбовых соединений и герметизирующих средств | |
| оптимальное | допускаемое | ||
| Жидкая среда | |||
| 5,0 – 10,0 | до 25,0 | ОТТГ (Р-2, Р-402) | ОТТМ с тефлоновым кольцом |
| более 25,0 | ТБО (Р-2, Р-402) | ОТТГ (Р-2, Р-402, Р-416) | |
| свыше 10,0 | до 25,0 | ТБО (Р-2, Р-402) | ОТТГ (Р-2, Р-402, Р-416) |
| более 25,0 | VAM (аналоги) | ТБО (Р-2, Р-402) | |
| Газовая среда | |||
| 5,0 – 10,0 | до 25,0 | ТБО (Р-2, Р-402) | ОТТГ (Р-2, Р-402) |
| более 25,0 | VAM (аналоги) | ТБО (Р-2, Р-402) | |
| свыше 10,0 | до 25,0 | VAM (аналоги) | ТБО (Р-2, Р-402) |
| более 25,0 | VAM (аналоги) | VAM (аналоги) |
Компоновка бурильных труб, расчеты ее на прочность должны исходить из следующих положений:
— в горизонтальном участке ствола должны находиться бурильные трубы максимально возможного диаметра с минимальной толщиной стенки трубы;
— в интервале искривления и выше устанавливаются толстостенные бурильные трубы;
— УБТ (утяжеленные бурильные трубы) располагаются выше интервала интенсивного искривления ствола скважины.
Выбор наружного диаметра замковых соединений бурильной колонны, их конструкции производится с учетом проектной интенсивности искривления ствола с целью минимизации нагрузок на стенку скважины для предупреждения желобообразований и снижения износа обсадных колонн [5]. Возникновение нагрузок на стенки скважин выше предельных значений, установленных проектом строительства скважин не допустимо.
Требования на внутрискважинное оборудование исходят из условия линейной проходимости в интервалах набора кривизны (для скважин с малым, средним и большим радиусом искривления), возможности безотказной работы в наклонных и горизонтальных участках ствола скважины.
Кроме того, прочностные характеристики скважинного оборудования должно соответствовать, характеристикам самой конструкции скважины.
Тип внутрискважинного оборудования закладывается на стадии проектирования и регламентируется проектом на строительство ГС.
Источник: poisk-ru.ru