Расшифровка збс бурение – Реконструкция скважин методом ЗБС

Реконструкция скважин методом ЗБС

Жизненный цикл любых скважин не безграничен. Это связано с износом системы. Через время потребуется реконструкция нефтяных скважин. Период, который называется жизненным циклом конструкций, включает в себя:

  • инженерно-геологические изыскания;
  • проектирование;
  • строительные работы;
  • эксплуатация места бурения;
  • ликвидация.

Использование скважин предусматривает существенные изменения применяемого наземного и подземного оснащения. Это связано потребностями, которые касаются непосредственно добычи сырья в определенном пласте горных пород. При эксплуатации ожидается моральный и физический износ оборудования и всей технической подсистемы. А это приводит к снижению производственного уровня. Потому со временем придется проводить восстановление скважины.

Реконструкция скважин – что это такое?

Восстановление – это целый комплекс процедур работы над скважиной. Он включает в себя:

  • ремонт;
  • реконструкцию;
  • техническое перевооружение системы.

Рассматриваемому понятию можно дать несколько определений. Наиболее точным с точки зрения нормативных актов будет следующее: реконструкция – это процесс, представляющий изменение характеристик объекта капитального строительства. При этом может затрагиваться, как часть сооружений и зданий, так и проводиться комплексная работа, затрагивающая всю площадь места бурения. Изменяются показатели производительности, объемов и качества инженерного оснащения.

Важно! Стоит понимать, что изменение любого из параметров скважины – это уже ее реконструкция.

Бурение бокового ГС (горизонтальный ствол) состоит из нескольких этапов. Первое – монтаж ликвидационного моста. Он необходим для вывода технологического участка из эксплуатации. Второе – бурение той части, которая расположена горизонтально. После этого проводится установка оборудования для БГС, которое обеспечит максимальную герметичность. В итоге скважина будет иметь не ту конструкцию, которая предусматривалась рабочим проектом.

Зачем это нужно?

Реконструкция скважин напрямую связана с надобностью провести новый ствол, что одновременно вызывает изменения всей системы и ее назначения. Это может быть дополнительная разведка места бурения, извлечение углеводородного сырья из экранированных ловушек. Важно, чтобы она проводилась согласно проектной документации с соблюдением технологии процесса. Сам же проект на реконструкцию разрабатывается проектной организацией, исходя из пожеланий заказчика в лице пользователя скважины.

Стоит понимать, что все процессы выполняются исключительно специализированными предприятиями, которые имеют на это лицензию и разрешения. Процедура проводится в строгом порядке, установленном законом. Итоговое решение принимается заказчиком только после согласования с местным представительством Госортехнадзора.

Если в скважине наблюдается пониженное пластовое давление, то необходимый спектр работ включает в себя:

  • промывку ствола скважины, вернее его песчаной пробки;
  • выкачивание забившейся в забой жидкости;
  • фиксация пласта из призабойной территории;
  • изоляция пластовых вод.

Кроме того работы предусматривают вызов притока. Для этого используется колтю-бинговое оснащение и бур. Промывка проводится при помощи современных составов и композитных жидкостей. К процессу допускаются исключительно квалифицированные сотрудники. Для этого на предприятии проводятся тренинги, плановая подготовка и проверка приобретенных знаний и навыков при помощи аттестации персонала.

Важно отметить, что после реконструкции вырастает значение добытой нефти из месторождений. При этом работы можно проводить на территориях:

  • существующих буровых, где планируется углубление до определенного пласта сырья;
  • на скважинах, где требуются дополнительные капитальные затраты на сооружение;
  • на новых буровых, где только проводится застройка не забуренной территории.

Месторождения, требующие дополнительных затрат, предполагают установку новых промысловых и транспортных устройств, а также реконструкцию уже работающих сооружений.

Реконструкция скважин методом ЗБС

ЗБС технология – это проведение специализированных работ, касательно зарезки боковых стволов. Как правило, способ требует применения мобильных установок. Подобное оснащение для бурения оборудуется для каждого заказчика индивидуально с учетом особенностей конкретного объекта. Такие установки характеризуются грузоподъемностью в диапазоне 100 – 160 тонн.

На территории РФ, как и в других странах, многие нефтяные скважины находятся в заброшенном состоянии. В России их количество насчитывает порядка 40 тыс. Значительное число бездействующих технологических подсистем может быть использовано. Для этого потребуется забурка бурового ствола. Технология позволит исключить вероятность дополнительных трат на сооружение инженерных коммуникаций. Реконструкция скважин методом ЗБС предоставит возможность разработать ранее не задействованные пласты месторождения.

Сейчас повсеместно применяются два способа ЗБС: срез определенного участка в колонне или забурка с отклоняющего клина. Первая технология предусматривает извлечение нецементированной колонны при необходимости. В это же время реконструкция скважин методом ЗБС по такому принципу связана с большой длительностью процесса:

  1. Вырезание необходимой части, как правило, невозможно провести за 1-2 спуска. При этом допускается смена вырезающего оснащения.
  2. Процедура требует сооружение вспомогательных цементных мостов. Также строятся изоляционные мостики.
  3. Запуск бурового агрегата и разработка желоба относятся к сложным работам, а потому тоже отнимут много времени.
  4. Использование такого способа забурки бурового ствола достаточно часто связано с возникающими сложностями при бурении под зенитным углом. Чем это вызвано? Если использовать труборез под таким углом, то придется часто менять устройство. Кроме того такой подход увеличит износ конструкции, а этого допускать нежелательно.

Если же брать в учет геодезические особенности и виды конструкций в РФ, рассматриваемый способ ЗБС не столько приемлем, как бурение с отклоняющимся клином. Эта технология разделяется на 3 подвиды. Они отличаются между собой методом заякоривания:

  • приспособление с упором на забой;
  • изделие изготавливаемое из профилированной трубы;
  • применение профильного перекрывателя, в качестве якоря.

Итоги

Забурка бурового ствола – это один из самых эффективных способов реконструировать технологическую подсистему, добившись повышения производственных мощностей. При этом увеличивается коэффициент извлечения нефти из месторождения, возвращаются в эксплуатацию скважины, которые нельзя было реконструировать иными способами.

Стоит понимать, что себестоимость нефти, добытой из реконструированной технологической подсистемы, ниже средней цены за единицу объема нефти из обычных буровых. Затраты на строительные работы могут окупить ЗБС уже через 12 месяцем. Иногда этот период затягивается до 2 лет.


Читайте также:

snkoil.com

Зарезка боковых стволов скважин: суть процесса

Зарезка – технология, применяемая для создания новых стволов шахт, путем бурения боковых стояков достигается восстановление скважин, которые ранее были не задействованы из-за усыхания или по другим причинам. При этом задействуются те пласты, которые ранее не использовались. Кроме того, могут быть применены различные методики. Они эффективны для всех видов залежей. Проще говоря, происходит увеличение длины шахты.

Основные методики

В основном применяется два различных боковых способа сверления:

  1. Бурение с отклоняющимся клином.

  2. Вырезание участка.

В последнем случае применяется бурение боковых столбов с извлечением обсадной колонны. Вырезается большой участок, а значит, и затраты немаленькие. К тому же данная методика требует большого количества времени. Вырезающее устройство при этом запускается неоднократно. Первый метод позволяет сделать все в один заход. В обоих случаях необходимо использование специального оборудования.

В чем назначение зарезки?

Зарезка применяется для того, чтобы успешно вернуть в рабочее состояние любую из скважин, которая не может быть задействована из-за геологических и технических условий. Благодаря методике удается задействовать в работу те участки пласта земли, из которых трудно добывать ресурсы по многим причинам. Применим метод в основном для месторождений газа и нефти, а также для воды, что повышает работу в малодебитных местах.

Чаще всего данный метод применяется, как аварийная мера. При этом осуществляется бурение дополнительных стволов. При таких боковых зарезках все расходы очень быстро окупаются, и это значительно дешевле, чем производить поиски места залегания необходимого сырья, и бурить новую шахту. Сети новых стволов бурятся на используемых месторождениях, поэтому данный процесс непростой.

Все работы должны производиться только профессионалами, имеющими большой опыт в данном деле. Это позволит избежать всевозможных рисков и проблем. Чтобы не было пересечения основных и боковых шахт, необходимо точно рассчитать траекторию новых скважин. А такие расчеты возможны только при помощи высокотехнологического оборудования и обширных познаний в сфере создания дополнительных скважинных стволов.

Что необходимо для работы?

Для того чтобы провести работу по образованию скважин качественно, необходимы специальные буровые инструменты с диаметром, меньшим чем у шахты. Таким образом, обеспечивается его спокойное и беспрепятственное передвижение внутри уже имеющейся колонны. К тому же это способствует увеличению искривлений дополнительных боковых шахт, уменьшает длину основного колодца и приводит к снижению затрачиваемых средств.

Кроме бурового инструмента, для скважин необходим раствор, он должен подбираться индивидуально. Такие растворы бывают разных видов в зависимости от элементов, содержащихся в их основе. Это могут быть:

Использование таких составов значительно повышает проводимость боковых шахт примерно в 1,5-2 раза. Становится возможным бурение стволов с более сложными траекториями. При всем этом растворы обладают высоким уровнем экологичности, что немаловажно в работе по созданию новых стволов.

Как проводится процесс?

Как уже говорилось выше, методов проведения работ по созданию дополнительных скважин достаточно много. Давайтерассмотрим один из них, с использованием специального устройства для боковых бурений стволов. Он заключается в применении проходного якоря, который помещается в пространство между корпусом обсадных и боковых колонн. Якорь должен быть диаметром меньше стволов шахт, с которыми будет проводиться работа.

Зарезка делается в определенной последовательности, только так возможно её успешное проведение.

Якорь опускается, и создается переизбыток давления в пустоте скважин, после чего он отсоединяется от прикреплённой к нему посадочной втулки. Гироскопическим стержнем инклинометра определяется местоположение паза скважин. В соответствии с этим выставляется направление клина и глубина зарезки. После этого проделывается стандартная процедура бурения стволов.

Если появится необходимость, клин можно в любой момент извлечь из скважин и сменить его направление. Таким образом работа может быть произведена под любым требуемым углом, в разных направлениях. В данном случае требуется проведение 2-х заходов, но по данной методике можно осуществить все действия и в один заход.

Чтобы сделать зарезку за один спуск, надо соединить отклонитель с профильной трубой. Затем проводится её гидравлическое сцепление с инструментом для бурения через специальные трубы, расположенные на корпусе фрезы. Это упрощает весь процесс и увеличивает прочность бурового оборудования. В связи с этим метод не всегда применим там, где требуется гибкость.

delovvode.ru

Процесс бурения боковых стволов скважин

Среди современных методов по разработке нефтяных и газовых месторождений большую роль играет такое решение, как бурение боковых стволов скважины. Их использование позволяет решить большой спектр проблем, связанных с разведочными работами на месторождении, добыче из труднодоступных мест, текущим и капитальным ремонтом, а также реконструкцией скважин после длительной добычи полезных ископаемых. Технология бурения боковых стволов скважин подразумевает несколько способов осуществления работ, которые выбирают, исходя из геологических характеристик залежей и финансово-экономических возможностей.

Бурение боковых стволов нефтяных скважин

Для данного процесса используются специальные вырезающие приспособления, отклонители клинового типа, райбер-фрезеры, разъединяющие устройства и другая техника. Строительство боковых ответвлений возможно из колонн с диаметром от 114 до 245 мм. На сегодняшний день этот метод является одним из лучших вариантов ремонта заброшенных скважин и увеличения продуктивности работы на малодебитных месторождениях нефти и газа.

Работы по бурению боковых стволов проводятся при помощи шарошечных, зарезных и режущих долот, оснащенных твердосплавным оборудованием, алмазными и комбинированными приспособлениями для пробуривания сплошного типа, а также бицентрических долот для ступенчатой обработки. В процессе также применяют турбинные, электрические и винтовые моторы, скребки для очистки стенок колонн, вырезающие приспособления для обработки обсадного ствола, клиновые отклонители для новой зарезки, различные типы фрейзеров.

Главное преимущество, которое предоставляет технология бурения боковых стволов скважин, заключается в отсутствии необходимости подведения новых коммуникаций, снижении затрат на технику и расходные материалы. Кроме того, данные работы позволяют минимизировать негативное влияние на окружающую среду. В ходе работ не понадобится отводить территорию под обустройство скважин, как в случае с бурением вертикального ствола, потребуется минимум материалов. Сам процесс бурения осуществляется при помощи мобильного оборудования.

Цена таких работ намного ниже, чем затраты на создание новой вертикальной скважины. Согласно подсчетам, строительство 150 боковых стволов позволяет получить более полумиллиона тонн полезных веществ уже спустя 3 года после начала их работы.

Главной особенностью создания боковых стволов является невысокая скорость (3-5 м/ч) и малая степень проходок в расчете на долото. Рейсовая скорость бурения составляет 15-20 м в сутки, что важно учесть при формировании графиков работ.

Зарезка боковых стволов скважин

Технология зарезки боковых стволов скважин является одним из самых продуктивных методов, который позволяет повысить добычу нефтепродуктов на залежах с давней историей разработки и продолжить эксплуатацию скважин, не поддающихся восстановлению иными способами. Создание боковых стволов позволяет вовлечь в добычу не задействованные слои и участки, обеспечивает доступ к трудным локальным скоплениям полезных ископаемых, которые нельзя достать путем вертикального бурения.

Важным достоинством, которым обладает технология зарезки, является увеличение нефтеотдачи, поэтому способ можно применять вместо уплотнения. Использование таких работ позволяет сэкономить на освоении месторождения.

Сама технология зарезки боковых стволов скважин подразумевает применение разных способов работы: это может быть вырезание части колонны, клиновое бурение с отклонением. Стоит отметить, что использование боковых стволов одинаково эффективно для всех известных видов месторождений, при этом себестоимость добытых продуктов будет ниже, и окупаемость строительства осуществляется в течение 2 лет или быстрее.

Чтобы увеличить протяженность ствола, можно использовать скважины с несколькими горизонтальными отклонениями. Зарезка боковых стволов также совмещается с гидроразрывом пласта, созданием пологих скважин и другими технологиями, в результате чего эффективность разработки месторождения многократно увеличивается, а затраты на работу снижаются.

Технология бурения боковых стволов скважин

Всего выделяют две методики, которые используются при зарезке боковых стволов для скважин, не разрабатывающихся долгое время: это вырезание части колонны и клиновое бурение. К первой разновидности работ относится и строительство скважин с выводом нецементированной колонны с созданием полноразмерного основного ствола.

Классическим решением считается вырезание участка нефтяной колонны, т.е. участка с нужной протяженностью, благодаря чему становится возможным устранить магнитометрические датчики телеметрического оборудования, используемого для регулировки стволовой траектории, от магнитной массы. Метод подразумевает существенные потери времени:

  • Шанс, что вырезание участка пройдет в течение одного спуска оборудования, крайне мал, и потребуется регулярная смена устройства для вырезания.
  • Технология требует монтажа дополнительного мостового элемента, на котором производится наращивание основного цементного моста в дальнейшем.
  • Процедура наработки желоба и бурения ствола длится довольно долго, поскольку применяются инструменты с небольшим диаметром.
  • Возможно появление такой проблемы бурения боковых стволов скважин, как затрудненность прохождения долота при большом зенитном угле: работа трубореза способствует сильному износу и повышает опасность поломки.

Поскольку большая часть современных скважин имеет наклонную конструкцию, а точка зарезки определяется на криволинейном отрезке, азимут можно вычислить заранее. По этой причине нецелесообразно вырезание большого куска колонны, поскольку длина должна быть такой, чтобы обеспечить выход бурильной колонны. Таким образом, протяженность вырезанного куска варьируется в пределах 6-10 метров, и точный показатель зависит от диаметра трубы и ряда проектных факторов.

Проблемы бурения боковых стволов скважин

Помимо названных выше трудностей, существуют такие трудности в бурении боковых скважин, как высокая степень обводненности при строительстве: немалый процент таких стволов начинает заполняться пластовыми водами, содержание которых не могло было быть спрогнозировано заранее. Также некоторые скважины имеют довольно малый дебит, и боковое бурение не способно увеличить продуктивность. Более эффективным может считаться сочетание методов (ГРП, другие методы увеличения производительности), однако это требует больших затрат по времени и средствам.

На сегодняшний день требуется развитие технологий и оборудования для создания нескольких стволов для одной скважины обсадного типа. Достаточно острой считается и проблема цементирования скважинных хвостовиков, поскольку кольцевые зазоры имеют небольшой размер. Современные исследователи предпринимают попытки создать расширители для твердотелых пластовых пород, пакерующие устройства для малых хвостовиков, и существует шанс, что проблемы будут решены при положительных результатах данных работ.

Технологии бурения боковых стволов


Читайте также:

snkoil.com

Бурсервис-ЗБС:«окно» в недра - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Burservice-ZBS: a «window» into bowels

R. SALIGASKAROV, «Burservice-ZBS» LLC

Появление компании «Бурсервис-ЗБС» осенью 2012 г. связано с реализацией проекта ОАО НПП «Бурсервис» по созданию дочерней, но при этом самостоятельной сервисной структуры, специализирующейся на вырезании «окна» в обсадной колонне.

День рождения предприятия всегда служит хорошим поводом для подведения промежуточных итогов и определения перспектив развития.

Presentation of «Burservice» SPE JSC’s daughter company «Burservice-ZBS»- independent service structure specializing on cutting of window in casing string.

Работу в нефтегазовом секторе принято характеризовать как наукоемкую, высокотехнологичную, требующую наличия квалифицированного персонала. Я бы добавил к этому перечню еще и финансовое обеспечение, которое как раз и открывает возможность мобилизовать для решения поставленных задач все остальные составляющие. С этой точки зрения мы имели благоприятные стартовые возможности.

Сегодня, по прошествии первого года работы на рынке нефтесервисных услуг, создание ООО «Бурсервис-ЗБС» можно признать проектом состоявшимся и успешным.

Итак, что же удалось сделать? В первую очередь компания, как и планировалось, придерживается достаточно узкой специализации в рамках сервисных работ по зарезке боковых стволов. Причем в этом секторе сервиса она предоставляет наиболее полный комплекс услуг (табл. 1).

Табл. 1. Технологические возможности предприятия

В частности, можно сказать о том, что «Бурсервис-ЗБС» имеет собственные промыслово-каротажные партии, способные производить привязку и ориентирование клина-отклонителя. Сегодня мы проводим такие работы и в наклонно-направленных, и в вертикальных скважинах. Возможно, о лидерстве в рассматриваемом сегменте нефтесервиса говорить рано, но привлекательность нашего комплексного предложения уже оценена деловыми партнерами и заказчиками. Этот факт позволяет испытывать заслуженную гордость за проделанную работу и строить планы на перспективу.

Второй важный момент – мобильность. Создание за короткий период собственной сети региональных представительств в Нефтеюганске, Ноябрьске, Муравленко и Новом Уренгое открыло возможность уверенно участвовать в тендерах и гарантировать постоянное наличие требуемого количества инструмента в непосредственной близости от месторождений Западной Сибири. Дополнительное преимущество – наличие у компании парка специализированного автотранспорта с повышенной проходимостью, что позволяет оперативно перемещать оборудование и специалистов между объектами проведения работ. Кроме того, в случае необходимости мы всегда можем рассчитывать и на поддержку со стороны региональных структур ОАО НПП «Бурсервис».

Необходимо отметить и третий важный аспект. «Родственные связи» с ОАО НПП «Бурсервис» позволили в полной мере использовать и научно-конструкторский, и производственный потенциал этого предприятия, которое на данный момент многие считают технологическим лидером в производстве российских PDC долот.

При создании продуктовой линейки комплекта инструмента Zet-Stock™ для вырезания «окна» в обсадных колоннах различного диаметра (табл. 2) была реализована технологическая концепция, позволяющая оперативно адаптировать инструмент по просьбе заказчиков для конкретных условий региона.

Табл. 2. Возможности применения комплекта инструмента Zet-Stock™, включающего комплект инструмента, включает в себя: якорь, клин-отклонитель и фрезерующую группу

В качестве примера можно привести модернизацию фрезерующих элементов для работы на месторождениях ЯНАО, с учетом свойств применяемого в газовых скважинах сортамента обсадных труб, что привело к значительному сокращению времени работ по вырезке и формированию «окна». Другой пример – расширение технологической оснастки с применением фильтров, скрепперующих устройств, обратных клапанов специальной конструкции, позволяющих гарантированно устанавливать гидравлические якоря в составе клина-отклонителя, вне зависимости от состояния бурильного инструмента.

Вообще, как показывает опыт, к внедрению принципиально новых технологий заказчики относятся очень настороженно, в связи с чем новые требования к применяемому инструменту в большей степени связаны с его модернизацией, а не заменой (рис.).

Рис. Оценка готовности применения на объектах принципиально новой технологии

Такая позиция постоянно находит подтверждение в личных беседах со специалистами нефтегазовых предприятий и в ходе общения на отраслевых конференциях. Поэтому «Бурсервис-ЗБС» основное внимание уделяет повышению эффективности хорошо зарекомендовавшего себя оборудования. В первую очередь это касается технологии активации гидравлических якорей, применение которых, на мой взгляд, является наиболее оправданным для подавляющего числа скважин. По нашей оценке, на долю гидравлических якорей в настоящий момент приходится 55 – 60% от общего числа операций, проводимых на месторождениях Российской Федерации. Совершенствование конструктивных элементов гидравлических якорей, а также внедрение новых технологических схем при их производстве позволили нашей компании обеспечить 100%-ную успешность установки при более чем 200 операциях с комплектами Zet-Stock™, проведенных с января по сентябрь 2013 г.

Комплекты Zet-Stock™ также успешно работают и при их оснащении механическими якорями, как извлекаемыми, так и не извлекаемыми. Кроме того, идя в ногу со временем, мы готовы использовать комплект Zet-Stock™, оснащенный механическим якорем, созданным с использованием пакерующих элементов.

В целом, сегодняшний уровень компании позволяет вести работы по вырезанию «окон» в обсадной колонне вплоть до 2-го уровня – согласно международной классификации многоствольных скважин TAML (вырезание «окон» в обсадных колоннах с возможностью последующего извлечения оборудования из скважины, восстанавливая доступ в основной ствол).

В качестве дополнительных технологических опций при работах в обсаженном стволе скважины «Бурсервис-ЗБС» может предложить:
  • работы с применением комплекта инструмента ФСАИ, позволяющим за один рейс обеспечить вырезание «окна» в обсадной колонне и дальнейшее бурение неориентируемого бокового ствола на глубину до 100 м;
  • услуги по вырезанию участков обсадной трубы и локальному расширению затрубного пространства с применением соответствующих комплектов инструмента;
  • сопровождение аварийно-ловильных работ при бурении боковых стволов, как с оперативным выездом аварийных мастеров, так и на условиях standby.
Есть у компании возможности и в дальнейшем развитии интеграции в рамках сервисных услуг по вырезанию «окна», связанные с применением PDC долот малого диаметра. В частности, это касается консигнационных поставок хорошо известных долот марки hob-bit™ и обеспечению технологического сопровождения их отработки, используя сеть региональных представительств в Западной Сибири и Урало-Поволжье. Несколько перспективных направлений развития мы связываем с расширением возможностей использования промыслово-каротажных партий, а именно с предложением проведения работ по оценке качества цементного камня и состояния обсадных колонн. Интересным представляется проведение исследований в действующих скважинах, направленных на изучение движения флюидов, состава притока и гидродинамики коллекторов. Кроме того, не исключено, что в ближайшее время в перечне наших услуг будет оперативная и комплексная интерпретация геолого-геофизических материалов по разрезам скважин с целью оценки состояния и перспектив коллектора.

Сегодня география работ «Бурсервис-ЗБС» довольно обширна. Она включает в себя реализованные проекты на территории Республики Башкортостан, в Западной Сибири, Иркутской и Оренбургской областях, Республике Дагестан и Республике Беларусь.

Согласитесь, всегда хочется рассчитывать на то, что портфель заказов компании будет сформирован долгосрочными договорами с надежными деловыми партнерами. «Бурсервис-ЗБС» – не исключение. Поэтому мы направляем все наши силы и возможности на обеспечение такого взаимовыгодного сотрудничества!

Комментарии посетителей сайта

Авторизация

Ключевые слова: ОАО НПП

burneft.ru

КРС и ЗБС с точки зрения верхнего привода // Компании // Аналитика

28 июня 2011 г.

Российские системы верхнего привода (СВП) для капитального ремонта скважин (КРС) и зарезки боковых стволов (ЗБС)
ЗАО «ПромТехИнвест» совместно с ОАО «Электромеханика» выпускает линейку верхних приводов грузоподъемностью от 80 до 250 тонн, включая силовые вертлюги. Генеральный директор петербургской компании Артем Хорошанский рассказал о новых разработках и перспективах применения отечественных систем верхнего привода в КРС и ЗБС.


- Системы верхнего привода «ПромТехИнвест» применяются при выполнении сложных технологических процессов при строительстве, ремонте нефтегазовых скважин, включая наклонно-направленное, горизонтальное и многоствольное бурение. Каковы сегодняшние тенденции в указанном секторе нефтесервиса?


- Недропользователи продолжат наращивать объемы бурения, однако добыча стремительно падает. Многие месторождения, разрабатываемые сейчас в России, находятся в поздней стадии эксплуатации. Все крупные, гигантские месторождения введены в разработку, неосвоенными остались только средние и малые. Поэтому для нефтесервиса все более актуальной задачей становится сегодня сохранение объемов добычи.


- Чем объясняется растущая востребованность КРС и ЗБС на рынке нефтесервисных услуг?


- Россия остается государством с сырьевой экономикой: около 50% доходов в бюджет в 2010 году - поступления от нефтегазовой сферы. Новых месторождений, дающих нефть, при этом вводится все меньше: в 2007 году - 40, а в 2010 году - только 23. Чтобы сохранить высокие показатели добычи, а, следовательно, и благополучие российской экономики, нужно ускорить вовлечение в разработку нерентабельных площадей с трудноизвлекаемыми запасами и обеспечить стабилизацию нефтедобычи на старых месторождениях.
Такие технологические операции, как КРС и ЗБС могут уменьшить долю бездействующих скважин и интенсифицировать добычу на скважинах с низким дебетом. Однако для качественного выполнения этих операций необходимо соответствующее высокотехнологичное оборудование. В частности, системы верхнего привода.


- Какое оборудование производства «ПромТехИнвест» предназначено для ЗБС?


Только в России более 40 000 бездействующих скважин. Часть из них можно реанимировать методом бурения боковых стволов. Применение современных технологий при ЗБС позволяет производить работы по строительству скважины точно по требуемому направлению, с любой глубины, при любых углах наклона. Верхний привод ПВГ-2000 как раз предназначен для направленного бурения и позволяет с минимальными производственными затратами производить зарезку боковых стволов.
Грузоподъемность ПВГ-2000 - 136 или 160 тонн. Гидроагрегат может комплектоваться двумя видами привода основного насоса: дизель агрегатом или электродвигателем, также могут быть применены два вида направляющей для гашения реактивного момента. Кроме того, по желанию заказчика ПВГ-2000 комплектуется гидромеханической лапой захвата, позволяющей без демонтажа привода осуществлять замену шарового крана и переводников.


- В конце апреля Ваша компания провела презентацию нового оборудования для КРС - силового вертлюга ВГС-100. Каковы основные характеристики изделия? Что отличает его от «предшественника» - ВГС-80?


Чем выше качество ремонта, тем больше межремонтный период и тем эффективнее эксплуатация скважины. «ПромТехИнвест» выпускает высокотехнологическое оборудование для КРС - силовые гидравлические вертлюги ВГС-80 и ВГС-100 - позволяющее безаварийно и оперативно выполнять сложные работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины.
В начале 2011 года успешно завершились промысловые испытания ВГС-100. В конце апреля в Нижневартовске прошла презентация изделия с участием заинтересованных представителей ряда нефтесервисных компаний.
Грузоподъемность ВГС-100 увеличена до 100 тонн, крутящий момент - 1000 кг∙м. Новое изделие отличается использованием тросовой передачи крутящего момента на мачту подъемного агрегата, что сокращает время его мобилизации/демобилизации и является важным фактором для подрядных организаций, работающих на рынке КРС.
Благодаря своей подвесной части ВГС-100 может крепиться непосредственно в элеватор подъемного агрегата. Конструкция позволяет вести монтаж оборудования как справа, так и слева от устья скважины. В комплекте с изделием поставляется телескопическая стяжка, через которую крутящий момент передается на канат оттяжки. При вертикальном перемещении вертлюга стяжка обеспечивает изменяющееся расстояние от оси скважины до каната оттяжки.
В настоящий момент изделие запущено в серийное производство. Компания не останавливается в развитии. На очереди - новые разработки.

topneftegaz.ru

РИР и ЗБС исправ край

Тема . ЗАРЕЗКА СКВАЖИН ВТОРЫМ СТВОЛОМ

Зарезка второго (бокового ЗБС) ствола позволяет восстанавливать скважины, в которых работы по очистке их от посторонних предметов или исправлению дефектов эксплуатационной колонны или ее фильт­ровой части не привели к необходимым результатам.

Зарезку вторым стволом выполняют следующим образом.

1. Скважину обследуют свинцовыми печатями и шаблоном для определения возможности применения отклонителя.

2. Выбирают место в колонне для вскрытия (зарезки) окна. При этом необходимо учитывать следующее:

а) для максимального использования длины основной колон­ны и сокращения длины второго ствола „окно" должно распола­гаться на возможно большей глубине в зоне, где есть цементное кольцо;

б) „окна" следует прорезать между муфтами обсадной трубы — при выполнении этого условия облегчается процесс прорезки, а прочность колонны уменьшается в наименьшей степени;

в) „окно" должно располагаться в зоне нахождения глинистых пластов, что обеспечит возможность внедрения в стенки пласта металлической стружки и кусков металла, отделяющихся от эк­сплуатационной колонны.

Вскрытие „окна" против продуктивных пород может привести к тому, что второй ствол будет располагать­ся в непосредственной близости от первого, в результате чего мо­гут возникнуть осложнения при проводке скважины и ее эксплуа­тации. Вскрытие окна против слабосцементированных песков или песчаников, а также при отсутствии цементного кольца может при­вести к размыву и осыпанию породы, прихвату инструмента в зо­не „окна";

г) если конструкция скважины многоколонная, необходимо вы­бирать место для вскрытия на такой глубине, где располагается только одна колонна;

д) прорезку следует производить в зоне увеличения угла нак­лона ствола скважины;

е) в данном интервале должны отсутствовать водоносные или водопоглощающие пласты.

После определения интервала, в котором целесообразно про­резать окно, с помощью локатора муфт или гидравлического рас­ширителя определяют точное местоположение муфт, соединяющих трубы прорезаемой эксплуатационной колонны.

Действие локатора основано на изменении магнитных свойств колонны в зоне нахождения муфт — когда он находится рядом с ней, то на диаграмме записывается «пик».

Если для определения положения муфт используется гидрорас­ширитель, то его спускают на бурильных трубах выше 20 м пред­полагаемой зоны прорезки окна, закачивают в него жидкость и медленно перемещают вниз. При этом резцы выходят из корпуса расширителя и упираются в стенку колонны. При попадании их в стык между трубами, стянутыми муфтой, расширитель зависает, что регистрирует индикатор веса. Спуск расширителя прекращают, место расположения муфты фиксируют, после чего давление в гид­рорасширителе уменьшают, резцы убираются в корпус, расшири­тель опускают вниз на 0,5—1 м; затем его опять нагружают дав­лением и продолжают спускать до встречи с новым стыком труб, соответствующим следующей муфте.

3. Определив точное расположение муфт с учетом размеров отклонителя, в колонне создают цементный стакан с таким расче­том, чтобы, упираясь в него, отклонитель обеспечил прорезку ок­на, минуя муфту.

Для нахождения места расположения муфты и создания це­ментного кольца для опоры отклонителя применяют скважинные механические фиксаторы. Например, 1ФГМ-168 (рис. IV.24) состо­ит из корпуса, узла фиксации, узла центрирования и патрубка с ловушкой.

4. После создания цементного стакана на бурильных трубах спускают отклонитель для обеспечения необходимого отклонения от режущего инструмента, вскрывающего „окно" и предающего на­чальное направление при бурении второго ствола. Он представля­ет собой клин с плоской или криволинейной поверхностью.

Отклонитель ОЗС (рис. IV.25) включает три основных узла:

  • опору и крепление 4,

  • клин-отклонитель 3

  • спускной клин 2.

Опора и крепление служат для фиксации отклонителя на забое, ис­ключают его поворот при вскрытии „окна" и бурении второго ствола.

Клин-отклонитель обеспечивает необходимое направление режущего инструмента и воспринимает радиальную составляю­щую усилия, возникающего при прорезке стенки скважины.

Спус­кной клин предназначен для спуска отклонителя в скважину.

Технология:

  1. Спускают отклонитель на бурильных трубах с небольшой ско­ростью. При достижении забоя срабатывает телескопическое уст­ройство, шпильки срезаются, а отклонитель, продолжая переме­щаться вниз, закрепляется плашками в колонне.

  2. Далее нагрузку на отклонитель увеличивают до 80—100 кН, в результате чего болты, соединяющие отклонитель со спускным клином, срезаются и его поднимают на поверхность.

  3. Отклонитель остается на забое постоянно и на поверхность не извлекается.

Для прорезки окон в скважинах с эксплуатационной колонной большого диаметра (свыше 168 мм) отклонитель фиксируют в колонне не плашка­ми, а цементированием.

5. Для прорезки «окна» в эксплуа­тационной колонне, через которое в дальнейшем бурят второй ствол, при­меняют режущий инструмент — райбер, имеющий форму усеченного ко­нуса с продольными зубьями, армиро­ванными пластинами из твердого сплава (рис. IV. 26).

Райберы бывают по форме:

  • усеченный ко­нус

  • грушевид­ной формы,

  • комбинированных конст­рукций, представляющих собой не­сколько конических секций, соединенных между со­бой:

  1. первая секция проти­рает отверстие малого диаметра при соприкосновении со стенкой колонны,

  2. следующая секция расширяет окно,

  3. послед­няя секция выравнивает края окна, формиру­ет его окончательно

Райбер крепится к колонне бу­рильных труб, вращаемых во время вскрытия ротором с частотой от 40 до 90 мин-1, постепенно увеличиваемой по мере увеличения окна.

Осевая нагрузка на райбер должна сос­тавлять 15—30 кН. Ее определяют из условий прорезки «окна» оп­тимальной формы с минимально возможным углом отклонения от оси скважины. При увеличении нагрузки райбер прорезает колон­ну под большим углом, высота «окна» оказывается укороченной. Для предотвращения этого и увеличения жесткости колонны бу­рильных труб она может снабжаться УБТ (утяжеленными буриль­ными трубами).

Перед прорезкой окна скважину заполняют глинистым раство­ром. Известны также способы создания „окна" в эксплуатацион­ной колонне с помощью взрыва, после которого края „окна" окон­чательно обрабатываются райбером.

Перспективным направлением развития технологии является также использование гидропескоструйного перфоратора для вы­резки „окна" требуемых размеров.

6. После прорезки окна приступают к бурению второго ствола:

  • В начальный период до углубления на 4—5 м используют пикообразное долото диаметром, равным диаметру райбера, которое забивает все металлические частицы в стенку ствола скважины.

  • Далее ствол бурят долотами с характеристиками, соответствующи­ми залегающим породам.

В процессе бурения необходимо следить за скоростью проход­ки и при уменьшении ее своевременно менять долото, в противном случае возникает опасность подрезания колонны бурильных труб кромкой окна эксплуатационной колонны.

Бурение можно производить роторным или турбинным спосо­бами с использованием турбобуров или винтовых забойных двига­телей. Вскрывают продуктивный пласт теми же методами, что и при обычном бурении, создавая условия, исключающие проникно­вение в него глинистого раствора.

7. После окончания бурения во второй ствол спускают обсад­ную колонну и цементируют ее. В большинстве случаев спускают хвостовик («летучку»), длину которого выбирают таким образом, чтобы его верхний конец находился на 15—20 м выше окна основ­ной эксплуатационной колонны. Если у основной эксплуатацион­ной колонны выше „окна" имеются дефекты, то высоту хвостовика соответственно увеличивают. Хвостовик спускают на бурильных трубах. Верх хвостовика оборудуют воронкой и специальным пе­реводником, имеющим левую резьбу. После установки колонны на необходимой глубине начинают цементирование через башмак с цементировочной пробкой.

При проведении работ следует выполнять следующие правила:

1. Прорезание окна, забуривание второго ствола и разбуривание цементных пробок должны выполняться под непосредственным руководством мастера.

2. При срезе шпилек отклонителя для зарезки второго ствола все члены бригады, за исключением бурильщика, должны быть удалены с буровой. Спуск отклонителя, посадка его на забой и срез шпилек производятся под непосредственным руководством мастера.

РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ

Ремонтно-изоляционные работы при капитальном ремонте скважин проводят для перекрытия путей движения посторонних вод к эксплуатационному объекту. При эксплуатации нефтяных месторождений посторонняя вода может поступать в период освоения скважины или в процессе эксплуатации.

Причиной прорыва посторонних вод являются:

  • некачественное цементирование обсадной колонны в процессе бурения;

  • разрушение цементного кольца в затрубном пространстве или цементного стакана на забое скважины;

  • наличие в теле колонны слома, трещин, раковин;

  • наличие соседней обводненной скважины.

При КРС исправляют повреждения обсадных колонн и изолируют пути движения в скважину верхних, нижних, подошвенных и пластовых вод.

Изоляцию верхней воды, поступающей через нарушение обсадной колонны, проводят:

  • заливкой цементным раствором на водной основе через нарушение в колонне под давлением с последующим разбуриванием цементного кольца;

  • заливкой цементным раствором с последующим вымыванием его излишков;

  • спуском дополнительной колонны и ее цементированием;

  • спуском специальных пакеров.

Изоляцию верхней воды, поступающей через отверстия фильтра, осуществляют:

  • заливкой цементным раствором через отверстие фильтра с последующим разбуриванием цементного кольца или вымыванием излишков цементного раствора;

  • заливкой нефтецементным раствором через отверстия фильтра с последующим вымыванием излишков раствора.

ТЕХНОЛОГИЯ:

Для изоляции верхних вод через нарушение в колонне закачивают под давлением цементный раствор.

  1. Предварительно отверстия фильтра затрамбовывают песком, и, если необходимо, создают цементный стакан под насыпной пробкой ниже дефекта в колонне.

  2. Закачивают под давлением цементный раствор через нарушение в колонне.

  3. После затвердения раствора колонну испытывают на герметичность опрессовкой.

  4. Затем разбуривают цементный стакан и песчаную пробку с промывкой скважины до забоя.

При наличии в колонне нескольких дефектов ремонт их проводят в таком же порядке, начиная сверху.

Верхнюю воду, поступающую через отверстия фильтра, изолируют закачкой нефтецементного раствора.

Изоляцию нижних вод проводят созданием нового цементного стакана разбуриванием до прежнего забоя и последующей промывкой. Процесс цементирования осуществляют способом "сифона" с помощью желонки (в неглубоких скважинах) или заливочного агрегата (в глубоких скважинах). При этом раствор подается небольшими порциями без давления.

Технология проведения изоляции подошвенных вод аналогична технологии при изоляции нижних вод. Цементирование проводят нефтенасыщенным раствором, а раствор нагнетается под давлением. Иногда перед этим предварительно производят гидравлический разрыв пласта.

Основное требование к технологии – обеспечение закачки рабочих растворов изоляционного агента в скважину и продавливание в изолируемый интервал. Это достигается за счет:

  • исключения из технологии условий и операций, способствующих разбавлению рабочих растворов, а так же в результате заполнения скважины однородной по плотности жидкости;

  • применение рабочих растворов плотностью большей, чем плотность жидкости, заполняющей скважину;

  • использования разбуриваемых пакеров.

Тампонирование под давлением через обсадную колонну

Применяют для изоляции сквозных дефектов обсадных колонн и наращивание цементного кольца за ними, а так же для тампонирования каналов межпластовых перетоков между непродуктивными горизонтами.

На колонный фланец герметично крепят устьевую арматуру, через которую цементный раствор закачивают в колонну и затем продавливают в изолируемую зону под давлением. Скважину оставляют в покое на период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) под воздействием достигнутого давления или предварительно снизив его (не более 50 Атм./мин) до планируемого.

Для устранения негерметичности обсадных колонн, когда местоположение дефекта не установлено, применяют тампонирование под давлением с непрерывной прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству скважины. Для этого, нижний конец НКТ устанавливают на 5 -10 м выше искусственного забоя. В качестве материала используют гелеобразующие отверждающиеся полимерные тампонажные материалы. Приготовленную смесь закачивают в затрубное пространство, не превышая допустимого давления в колонне. По мере перехода раствора из затрубного пространства НКТ постепенно уменьшают подачу насосов, снижают давление прокачки на 20 – 30% ниже первоначального и вымывают излишки смеси на поверхность. Поднимают НКТ, и скважину оставляют на ОЗЦ.

Установка цементного моста

При установке цементных мостов в непоглощающих скважинах, прежде всего их промывают в течении 1,5 – 2 циклов для выравнивания плотностей промывочной жидкости в НКТ и в затрубном пространстве. Приготовленный объем цементного раствора закачивают в НКТ и продавливают промывочным раствором до равновесия столбов жидкости в НКТ и затрубном пространстве. Объем продавочной жидкости определяется следующим образом: путем деления объема закачанного в НКТ цементного раствора (в литрах) на объем одного метра экс.колонны (в литрах) определяют высоту столба, которую займет цементный раствор в колонне. Затем эту величину вычитают из общей длины спущенной в скважину НКТ. Полученную величину умножают на объем 1 м НКТ и определяют объем продавочной жидкости.

Башмак НКТ поднимают до верхней границы устанавливаемого моста и излишки цементного раствора вымывают. Затем НКТ поднимают на 20 -30 м, скважину заполняют и ожидают затвердевание цемента. По истечении времени ОЗЦ проверяют глубину расположения моста и его прочность посадкой НКТ, а герметичность моста – опрессовкой.

Перед установкой цементных мостов в поглощающих скважинах (приемистость более 7 м3/ч МПа) должны быть приняты меры по ограничению поглотительной способности пластов. Для этого используют измельченные, закупоривающие материалы с размерами частиц 5 – 10 мм (древесные опилки, волокно и т.д.). В качестве жидкости-носителя применяют глинистый раствор, водоцементная суспензия и водоглинистая суспензия. Закачивание закупоривающего материала продолжают до восстановления полной циркуляции. После этого сразу устанавливают цементный мост.

В зависимости от механизма изоляции и применяемого изоляционного материала существуют следующие методы изоляции (отключения) обводненных интервалов пласта:

  1. Селективный

  2. Неселективный.

Преимуществом селективных методов является возможность проведения РИР без выделения водонасыщенных и нефтенасыщенных интервалов пласта. Это особенно важно в условиях отсутствия надежных методов изучения характера обводнения продуктивных пластов.

Селективные методы подразделяются на две группы:

1. Первую составляют методы по использованию селективных изолирующих реагентов, которые образуют закупоривающий паровое пространство материал (осадок), растворимый в нефти, нерастворимый в воде. Бесперспективны по причине очень медленного растворения образовавшегося осадка. К ней относятся: парафин, церезин, озокерит, нефть и нефтемазутные смеси и т. д.

2. Вторую - методы, использующие реагенты селективного действия, которые закупоривают паровое пространство только при смешении с пластовой водой.

Наибольшее распространение на практике получили селективные методы второй группы, основанные на образовании осадка при смешении изоляционного реагента с пластовой водой. К селективным методам второй группы относятся использование следующих наиболее известных тампонажных составов (растворов):

  1. Нефтецементные растворы (НЦР) - тампонажный состав на минеральной основе (жидкости затворения цемента):

Селективность НЦР заключается в невозможности их схватывания без контакта с водой и сохранении подвижности в течение длительного времени. Последнее повышает проникающую способность раствора и не препятствует его вытеснению нефтью из ПЗС при освоении скважины. НЦР применяется в высокопроницаемых плacтax, характеризующихся трещинами и высокопроводящими каналами.

Тема . РЕМОНТНО-ИСПРАВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

Ремонт и исправление дефектов эксплуатационной колонны проводятся:

- при смятии или разрушении обсадной колонны,

- образовании в ней трещин, коррозии,

- нарушении резьбовых соединений.

Перечисленные дефекты могут быть одиночными либо мно­жественными, располагающимися в определенном интервале эк­сплуатационной колонны.

Единичное смятение колонны исправляют с по­мощью специального инструмента — оправочных долот или фрезе­ров различной формы. Поврежденный участок обрабатывают в не­сколько приемов: сначала начинают работать инструментом, диа­метр которого на 4—5 мм больше минимального внутреннего раз­мера поперечного сечения смятой части колонны, и после каждо­го прохода применяют инструмент, на 5 мм превышающий преды­дущий по диаметру.

  1. Исправление смятия колонны начинают с использования опра­вочных долот, спускаемых на колонне бурильных труб и вращае­мых ротором с частотой до 80 -1мин.

  2. Если в процессе исправления место смятия не удается пластически деформировать и колонна начинает протираться, то применяют грушевидный или колонный фрезер. Обработку ведут до тех пор, пока шаблон номинального диаметра для данной колонны не будет свободно проходить через исправленный участок.

  3. После исправления дефекта выправленный участок необходи­мо изолировать от воздействия пластовых вод с наружной поверх­ности и исключить возможность их проникновения через какие-либо мелкие трещины, которые могли образоваться в процессе пла­стического деформирования колонны.

  4. Изоляция исправленного участка достигается:

  • созданием кольца цементного раствора вокруг эксплуатацион­ной колонны в зоне дефекта путем нагнетания в заколонное про­странство цементного раствора;

  • установкой металлических пластырей устройством типа Дорн;

  • спуском дополнительной колонны или «летучки»;

  • возвратом скважины на вышележащий горизонт;

  • зарезкой и бурением второго ствола.

Последние три способа используют в тех крайних случаях, когда применение предыдущих не дало эффекта или по каким-ли­бо причинам не удалось реализовать.

Наиболее прогрессивно применение устройства Дорн для изо­лирования дефектов в стенке колонны (трещины, свиши, образо­вавшиеся в результате коррозии, протиры, нарушение резьбовых соединений), а также перфорационных отверстий.

При использовании устройства Дорн в скважину спускают предварительно деформированную (с образованием гофров в про­дольном направлении) трубу, которая в процессе ее нагружения специальной головкой, пропускаемой через внутреннее отверстие, расправляет имеющиеся складки и плотно прижимает пластырь к стенкам скважины.

studfiles.net

как расшифровывается ЗБС???? объясните ну: о

завтрак был супер 😀 ну а вообще лучше тебе и не знать

зашибись, только по матерному ))

зарезка боковых стволов

Зашибись, только матом)

Зашибись, ну еще есть и матом

<a rel="nofollow" href="https://vk.com/public112199436" target="_blank">https://vk.com/public112199436</a>

Зайди Быстро Сюда

За*бись или же зашибись В любом случае ЗБС это мат!

За*бись, сокращено! Суп был супер. _.

Зарезка боковых стволов. Используется термин в нефтедобыче

Зашибись или матерный аналог его .

touch.otvet.mail.ru

Отправить ответ

avatar
  Подписаться  
Уведомление о