Общие требования

Основного ствола скважины

Ствола на плоскости из интервала стабилизации

Расчет оптимального профиля дополнительного

Заканчивание многоствольных скважин.

Существует три основных способа заканчивания многоствольных скважин (рис. 8.3.7-8.3.8). Ответвления можно оставить необсажен-ными, их можно обсадить колоннами труб и проперфорировать, или можно закончить скважину с использованием забойных фильтров различных типов.

В коллекторах, сложенных мягкими породами с первичной про­ницаемостью, необходимо применение щелевых фильтров, гравий­ных набивок и надежного соединения каждого ответвления с основ­ным стволом. Соединения должны быть герметичными, обеспечива­ющими изоляцию боковых стволов. Кроме того, в течение продол­жительного периода эксплуатации скважины может возникнуть не­обходимость селективного доступа в каждый боковой ствол. Необхо­димо обеспечить надежный контроль за состоянием каждого боково­го ствола, чтобы избежать ухудшения всей разветвленной системы в

случае истощения одного из боковых стволов или прорыва в него воды или газа.

Траектории всех дополнительных стволов практически можно све­сти к трем основным типам: прямолинейный; криволинейный и ком­бинированный. В конкретных геолого-технических условиях бурения возможно различное их сочетание.

При проектировании профиля дополнительного ствола необходи­мо решить следующие задачи: выбрать тип профиля, рассчитать па­раметры профиля дополнительного ствола или стволов и построить профиль многоствольной скважины на геологическом разрезе.

Общие требования к технологии бурения дополнительного ствола или стволов формулируются следующим образом:

1. Скважина, в интервале забуривания дополнительного ствола, дол­жна быть закреплена одной колонной обсадных труб.

2. Максимальная интенсивность искривления оси скважины, выше интервала забуривания, должны составлять не более 2-3 градусов на 10 м.

3. Вероятность выбросов нефти и газа при забуривании дополнитель­ного ствола должна быть минимальной.

4. Проектная длина дополнительного ствола должна не менее чем в два раза превышать величину горизонтального смещения нового забоя от забоя бездействующей эксплуатационной скважины.

5. Вырезаемое "окно" либо участок эксплуатационной колонны дол­жны находиться в зоне цементного кольца на возможно большей глубине, чтобы максимально использовать эксплуатационную ко­лонну и сократить длину второго ствола.

6. Прорезать "окно" следует в интервале между двумя муфтами об­садной трубы (чтобы облегчить этот процесс и не нарушать проч­ность эксплуатационной колонны).

7. Зарезка дополнительного ствола должна осуществляется в интер­вале залегания сравнительно твердых пород или глин, т.к. вскры-

тие окна против слабосцементированных песков и песчаников может привести к осыпанию пород, а против крепких и перемежа­ющихся — к тому, что дополнительный ствол не будет отходить от основного и буриться рядом с ним.

8. В случае, если скважина не эксплуатируется по причине аварии, то бурение дополнительного ствола должно осуществляться выше интервала аварии на 40—60 м.

9. При применении клина в качестве отклонителя, для обеспечения возможности его ориентирования, необходимо, чтобы зенитный угол основного ствола скважины составлял не менее 5 градусов.

Эффективность бурения дополнительных стволов зависит от глу­бины его заложения в эксплуатационной колонне основного ствола скважины, от угла отклонения и от его кривизны. При этом следует иметь в виду, что увеличение глубины заложения дополнительного ствола не всегда приводит к существенному уменьшению его длины, но обязательно вызывает увеличение кривизны. Необходимо также учитывать границы проводки дополнительного ствола в эксплуата­ционной колонне основного: верхней — экономической, при кото­рой стоимость бурения дополнительного ствола не превышает сто­имости бурения новой скважины, и нижней — технической возмож­ностью применяемого оборудования.

Допустимая интенсивность искривления на криволинейных уча­стках дополнительного ствола определяется следующими факторами:

1. Минимальный радиус кривизны (Дэ,_т;л), с учетом условий прохо­
димости инструмента и оборудования, находится по формуле:

R_dmin = LyS(D-d-k), (8.3.1)

где L - длина спускаемого инструмента, м; d - наружный диаметр спускаемого инструмента, м; D — диаметр скважины или внутрен­ний диаметр соответствующей обсадной колонны, в зависимости от исходных условий расчета, м; к — необходимый зазор между стенками скважины и спускаемым инструментом, м.

2. Для нормальной эксплуатации бурильных и обсадных колонн зна­
чение радиуса кривизны должно быть не меньше вычисленного
по следующей формуле:

R_dmin = E-d/2c_T, (8.3.2)

где Е — модуль упругости, кН/м²; d - наружный диаметр буриль­ных или обсадных труб, м; о_т— предел текучести материала труб, кН/м².

3. При спуске забойного двигателя через искривленные участки ство­
ла скважины напряжения, возникающие в корпусе забойного дви­
гателя, не должны превышать предела текучести. Значения мини­
мальных радиусов кривизны, исходя из данного условия, следует
определять из выражения

Д_а. _тЫ = 0,25X2/ о,74 [ф_д - dj - к], (8.3.3)

где Ь_зд — длина забойного двигателя, м; D_d — диаметр долота, м; d_3d — диаметр забойного двигателя, м; к - значение технологичес­кого зазора, выбираемое исходя из конкретных условий бурения.

4. Значение радиуса кривизны ствола скважины, в зависимости от
допустимого нормального давления замков на горную породу, рас­
считывается по формуле

R_d,_min=U,5P/Q, (8.3.4)

где Р— осевое усилие, действующее на бурильные трубы, кН; Q -

допустимое нормальное усилие замка на горную породу, кН; 12,5 -

длина бурильной трубы, м.

После проведения расчетов по формулам (8.3.1)—(8.3.4) для про­ектирования за исходное принимается наибольшее значение допус­тимого радиуса искривления.

Поскольку самый распространенный тип профиля основного ство­ла — четырехинтервальный, включающий четыре участка: вертикаль­ный, участок набора зенитного угла, участок стабилизации и участок уменьшения зенитного угла, зарезка дополнительного ствола наибо­лее вероятна на участке стабилизации или уменьшения зенитного угла основного ствола.

Вскрываемые нефтяные пласты расположены горизонтально к рассматриваемой плоскости, поэтому при проектировании дополни­тельного горизонтального ствола угол входа в пласт рассчитывается по формуле

а₀ = arcsin (1 - h / R), (8.3.5)

где h — глубина от кровли продуктивного пласта до начала горизон­тального участка, м; R — радиус искривления дополнительного ство­ла на участке набора угла, м.