Реферат на тему «Схемы компоновок нижней части бурильной колонны для бурения бокового ствола скважины»

Введение Выполнение проектной траектории наклонно направленных скважин является одной из важнейших задач, позволяющих улучшить качество ствола и сократить затраты на бурение [2]. Решение этой задачи невозможно без поиска оптимальных размеров элементов компоновки нижней части бурильной колонны. Разработка требований к линейным размерам отдельных секций КНБК является важным этапом ее проектирования, в значительной степени обеспечивающим ее функциональные возможности КНБК [4]. Критерием оптимизации геометрических размеров отклоняющей компоновки является равенство нулю отклоняющей силы на долоте и равенство нулю угла между осью долота и осью скважины [6]. В этом случае КНБК вписывается в участок с радиусом искривления R и фрезерование забоя происходит в направлении оси скважины

1.Выбор компоновок низа бурильной колонны (BНA)

Компоновка низа бурильной колонны – понятие, которое включает в себя комплекс внутрискважинного оборудования, расположенного в нижней части бурильной колонны. В состав такого комплекса включаются утяжеленные бурильные трубы, забойный двигатель, породоразрушающий инструмент, а также системы телеметрии, инструменты для центрирования и калибрования и прочие технологические устройства. Виды компоновок низа бурильной колонны определяются на основе целей применения конструкции. В классификации выделяют компоновки низа бурильной колонны для бурения вертикальных скважин, а также компоновки для бурения не искривленных стволов с уклоном и искривленных интервалов для наклонных и горизонтальных скважин. Кроме того, в качестве отдельного типа выделяют роторные управляемые системы. При бурении вертикальных скважин ключевой целью является предотвращение возможности искривления ствола, а в случае искривления – возможность исправления и приведения ствола к вертикали. Подобные задачи решаются за счет использования так называемого эффекта маятника: увеличивая интенсивность фрезеровки стенки ствола боковой поверхностью породоразрушающего инструмента, на нем одновременно создается максимально возможная отклоняющая сила, которая направлена в противоположную сторону относительно искривления ствола. Кроме того, стабилизация несущественного показателя зенитного угла скважины может обеспечиваться и за счет оптимального центрирования нижней части компоновки низа бурильной колонны, которое в свою очередь обеспечивается посредством выбора необходимого расстояния для размещения опорно-центрирующих элементов от породоразрушающего инструмента. Уменьшение показателя искривления может достигаться за счет изменения направления оси породоразрушающего инструмента или отклоняющей силы. Виды компоновки низа бурильной колонны для создания вертикальных скважин включают маятниковые, жесткие и ступенчатые компоновки, а также роторные управляемые системы. Для бурения наклонных прямолинейных скважин важен точный расчет диаметра центратора и длины направляющей секции, поскольку точные показатели обеспечивают сохранение заданного значения зенитного угла и кривизны ствола. Стабилизация направления бурения возможна при соблюдении условия совмещения оси долота с осью прямолинейного ствола и устранения отклоняющей силы на долоте. Выбор компоновок (ВНА) в процессе проектирования скважины помогает составить список инструмента, необходимого для работ; на скважине. Список оборудования, помимо проектных компоновок, должен включать пару запасных компоновок на случай непредвиденных обстоятельств (ВНА), способных обеспечить более высокую интенсивность набора зенитного угла. Это обеспечит бурение скважины имеющимся на буровой инструментом и исключить необходимость срочной доставки инструмента во время бурения. Это уменьшит вероятность простоев, связанных с ожиданием инструмента. Естественно, если склад расположен недалеко от буровой, необходимости в дополнительном инструменте непосредственно на буровой может и не быть.

2.Технология бурения боковых стволов. Схемы компоновок

Подготовка скважины к бурению боковых стволов может включать такие работы, как монтаж установки для капремонта, подъем НКТ с внутрискважинным оборудованием, задавка цемента в зону перфорации, чтобы безопасно провести очистку скважины от посторонних предметов и каротаж для оценки состояния обсадной колонны и привязки к геологическому разрезу за колонной. В зависимости от условий и конструкции скважины, возможны несколько вариантов проведения работ: от забуривания в открытом стволе до бурения из обсадной колонны через боковое окно, вырезанное фрезерами, опирающимися на уипсток, или из искусственного интервала открытого ствола, созданного фрезерованием всего поперечного сечения обсадной колонны. Бурению боковых стволов обычно предшествует спуск гироскопического инклинометра и каротажных приборов для уточнения пространственного положения обсадной колонны и эксплуатационного объекта. На основе этой информации выбирается глубина фрезерования обсадной колонны и забуривания бокового ствола. В выбранном интервале проводится цементометрия, и если цементное кольцо за колонной плохого качества, то после фрезерования старый цемент из открытого интервала удаляют раздвижным расширителем, который заодно увеличивает диаметр скважины. Рисунок 1 – Фрезерование труб по периметру. С помощью специального спускаемого в скважину устройства на заданной глубине прорезается круговая щель в обсадной колонне и цементном камне за ней (А). В рабочем положении резцы выдвигаются из корпуса устройства, а в транспортном положении — упираются в пазы корпуса. Длина фрезеруемого участка колонны (В) зависит от таких факторов как: внутренний диаметр колонны и наружный диаметр ее муфт, диаметр долота и угол искривления корпуса забойного двигателя. Интервал открытого ствола, образованный в результате фрезерования (С), перекрывают цементным мостом (D) для забуривания бокового ствола (Е). Часть старой скважины ниже интервала забуривания остается изолированной от бокового ствола. Если при забур.ивании из вертикального ств.ола ориентирование откло.нителя выполняется с пом.ощью магнитометра, то освоб.ождают от обсадной ко.лонны интервал пор.ядка 18м (рис. 1). Длина фрезер.уемого участка мо.жет быть умен.ьшена, если для ориенти.рования КНБК исполь.зуется гироскопический ком.пас. Участок откр.ытого ствола сква.жины перекрывают про.чным цементным мос.том. Чтобы избе.жать магнитных по.мех, мост разбу.ривают до глубины на б м вы.ше подошвы откр.ытого интервала. Недос.татком метода фрезер.ования обсадных тр.уб по всему сеч.ению являются повыш.енные требования к проч.ности цементного мо.ста для забуривания и труд.ности поиска гол.овы нижней сек.ции обсадной кол.онны, если ту.да потребуется во.йти после бур.ения бокового ств.ола. Во многих слу.чаях механическая скор.ость бурения огранич.ивается условиями вын.оса шлама из сква.жины, а для горизонтального уча.стка проблема вын.оса шлама стано.вится еще сложнее. Конст.рукция современных инстру.ментов для фрезерования предусм.атривает образование мел.кой, не формирующей клу.бков стружки, ле.гко удаляемой из сква.жины. При фрезеровании предпочт.ительней промывать сква.жину полимерными, а не глини.стыми буровыми раств.орами. Растворы на углевод.ородной основе воо.бще не рекомендуется прим.енять для фрезерования. Опер.ации по вырезанию ок.на в обсадной кол.онне начинаются со спу.ска и ориентирования извлек.аемого уипстока созда.ющего отклоняющее уси.лие на фрезеры (А). По.сле фиксации уипс.тока якорем произв.одится срезание удержи.вающей шпильки, и пер.вый фрезер выре.зает в колонне ок.но размером в неск.олько дюймов (В). След.ующий фрезер выпо.лняет основной об.ъем работы по выре.занию окна и спуск.ается вместе с эллипс.оидными фрезерами, кот.орые расширяют ок.но и выравнивают его кро.мки (С). После окон.чания вырезания ок.на приступают к забур.иванию ответвления (D). Уип.сток используется, чт.обы направить КН.БК и оборудование для заканч.ивания скважины в ответ.вление (Е). Когда раб.оты в ответвлении зако.нчены, уипсток мо.жно извлечь, осво.бодив доступ к нижел.ежащим пластам (I и G). Рис.унок 2 – Процесс выре.зания окна Альтер.нативой фрезерованию вс.его поперечного сеч.ения труб явля.ется вырезание ок.он в обсадной кол.онне. Это требует уста.новки ориентированного уипс.тока и фрезерования окна в неск.олько этапов (рис. 2). По.сле того, как уип.сток установлен в нуж.ном направлении, срез.ается шпилька, соеди.няющая его с фрезером пер.вого этапа. Начи.нают вращать бури.льную колонну, и твердос.плавные резцы након.ечника фрезера врез.аются в стенку обса.дной колонны. На след.ующем этапе ок.но в колонне проре.зается специальным дол.отом, которое отжим.ается наклонной плоск.остью уипстока в сто.рону стенки обса.дной колонны и пор.оды за нею. Окно расш.иряют и выравнивают его кр.ая с помощью конич.еского фрезера, над кот.орым прямо под УБТ устана.вливают один или два фре.зера эллипсоидной фо.рмы. В сравнении с вырез.анием окон фрезер.ование обсадной кол.онны по всему попер.ечному сечению им.еет ряд преимуществ: исклю.чается необходимость исполь.зования гироскопического ком.паса, имеется возмо.жность начинать на.бор кривизны бл.иже к объекту эксплу.атации, фрезерование мо.жно выполнить за од.но долбление. С дру.гой стороны, при выре.зании окон исполь.зуется уипсток, обеспеч.ивающий принудительное откло.нение, но требующий неско.льких спусков гироскоп.ического компаса для ориенти.рования уипстока и КН.БК. Кроме то.го, вырезание ок.он требует неско.льких долблений разли.чными фрезерами, а на.бор кривизны прихо.дится начинать вы.ше, чтобы разме.стить соответствующие элем.енты КНБК. Ка.кой бы способ зар.езки ни применялся, по.сле выхода в пор.оду за колонной появл.яется возможность дополни.тельного выбора. Кр.оме стандартного искри.вления по среднему рад.иусу, существует неск.олько новых мет.одов, которые мо.гут повысить эффект.ивность бурения бок.овых стволов. Бур.ение с коротким ради.усом кривизны, исполь.зование колонны гиб.ких труб и многост.вольные скважины — все эти вари.анты нуждаются в тщат.ельном экономическом ана.лизе (рис. 4).

2.1 Бурение с коро.тким радиусом кри.визны

Скважины с коро.тким радиусом крив.изны бурят для то.го, чтобы избе.жать проблем в вышел.ежащих пластах, кот.орые пришлось бы перек.рывать хвостовиком, или ко.гда приходится забури.ваться ниже спуще.нного в скважину оборуд.ования, например, из-под баш.мака обсадной кол.онны. В некоторых пла.стах криволинейный и горизон.тальный участки мо.жно полностью разме.стить в продуктивной зо.не, не вскрывая глин.истых пропластков и с.нижая риск прих.вата труб (рис. 3). Рис.унок 3 – Скважины с коро.тким радиусом кри.визны Рисунок 4 – Спо.собы зарезки Искрив.ленный участок бу.рят специальными КН.БК для короткого рад.иуса кривизны. Та.кая КНБК вклю.чает долото, шарн.ирный забойный двиг.атель, немагнитную УБТ умень.шенной жесткости и телемет.рическую систему. Высоко.прочные бурильные тр.убы располагаются непосре.дственно над КНБК, что дел.ает более безоп.асным прохождение кол.онны через кривол.инейный участок сква.жины. В вертикальной ча.сти скважины исполь.зуются бурильные тр.убы обычной проч.ности. Бурение скв.ажин с коротким ради.усом кривизны в Тех.асе. Зачастую, вв.иду малых разм.еров эксплуатационных объе.ктов приходится бур.ить боковые ств.олы с коротким ради.усом кривизны, чт.обы не выйти за гра.ницы лицензированной терри.тории и углеводородной зал.ежи. В соответствии с зако.нами штата и гран.ицами лицензионного уча.стка для данной сква.жины был выделен уз.кий 35-метровый кор.идор для первых 213 м отх.ода от вертикали с после.дующим разворотом про.тив часовой стр.елки (рисунок спр.ава). Уипсток был устан.овлен на глубине 1572 м. рад.иус кривизны сква.жины в точке вскр.ытия кровли продук.тивного пласта сост.авил 23 м. Бурение горизон.тального участка продо.лжили без смены КН.БК. Возможность вращ.ения забойной компо.новки, применяемой комп.анией Анадрилл для бур.ения скважин с коро.тким радиусом крив.изны, обеспечило наде.жный контроль за траек.торией горизонтального уча.стка. Кроме то.го, что скважина не вы.шла за граниты лиценз.ионного участка, горизон.тальный ствол по.чти по всей 488-метр.овой длине разме.стился в пределах продук.тивного пласта. При бур.ении скважин с дли.нным и средним ради.усом кривизны интенс.ивность искривления опреде.ляется тремя элеме.нтами КНБК, находя.щимися в контакте со стен.ками скважины: дол.отом, наддолотным стабили.затором и первым стабили.затором над забойным двига.телем. При искривлении по коро.ткому радиусу все элем.енты, контактирующие со стен.ками скважины дол.жны быть распо.ложены ниже шар.нира забойного двиг.ателя. Этот шар.нир, не влияя на интенс.ивность искривления, обеспе.чивает проходимость двиг.ателя через уча.стки скважины с бол.ьшой кривизной. Конст.рукция шарниров рассч.итана на бурение с вращ.ением бурильной кол.онны. По усмотрению опер.атора и в зависимости от прохо.димых пород, для бур.ения могут бы.ть использованы шарош.ечные или алмазно-твердос.плавные долота. Для искри.вления по короткому рад.иусу компания Анад.рилл использует жес.ткую 1,2-метровую сек.цию забойного двиг.ателя с изменяемым (над сто.лом ротора) выл.етом упорной пя.ты, являющейся вер.хней из трех конта.ктных точек, опр.еделяющих рад.иус кривизны (рис. 5). Та.кая компоновка за сч.ет постоянного конт.акта со стенками сква.жины обеспечивает предска.зуемость интенсивности искри.вления и относительную прос.тоту контроля за пров.одкой горизонтального уча.стка. Исключается необхо.димость замены двиг.ателя при переходе от одн.ого участка про.филя скважины к дру.гому. Контроль за траек.торией скважины осущест.вляется с помощью извле.каемой телесистемы СЛ.ИМ-1 с прибором га.мма-каротажа для прив.язки к геологическому раз.резу. Телесистему мо.жно извлекать из сква.жины без подъема бури.льной колонны. Конст.рукция телесистемы позв.оляет передавать по гидравл.ическому каналу инфор.мацию на поверхность при наб.оре кривизны по рад.иусу более 12 м. Для повы.шения качества конт.роля траектории дат.чик угла распо.ложен в нижней ча.сти телесистемы пр.ямо над силовой сек.цией забойного двиг.ателя. Недавно за сч.ет бурения скв.ажин с коротким ради.усом кривизны комп.ания ОКСИ увел.ичила добычу на местор.ождении Алтуритас в 48 км к вос.току от озера Мара.каибо в Венесуэле. Над продук.тивным горизонтом Марс.елина лежит пропл.асток каменного уг.ля, который соз.дает трудности при прохо.ждении его наклонными ство.лами, что делало горизон.тальные скважины эконом.ически неэффективными, по.ка не появилась возмо.жность набирать крив.изну по короткому рад.иусу. Скважина Алту.ритас 22 работала с деб.итом 47 мЗ/сутки. Реш.или увеличить де.бит за счет бур.ения горизонтального ответ.вления с помощью сис.темы компании Анад.рилл для искривления по коро.ткому радиусу. Планир.овалось установить съе.мный уипсток в 244,5-мм обса.дной колонне, выре.зать боковое ок.но, пробурить кривол.инейный и горизонтальный уча.стки бокового ств.ола, после че.го передать сква.жину в эксплуатацию. Съе.мный уипсток позв.олил бы вернуться в ста.рый ствол ни.же окна и при необхо.димости пробурить еще неск.олько ответвлений. Рис.унок 5 – Компоновка для бур.ении скважин с коро.тким радиусом крив.изны. С уипстока A-Z Pack.Stock, установленного на глу.бине 3321 м, вырезали ок.но длиной 6 м, из кот.орых 3 м бурили част.ично по породе. Для улуч.шения выноса стр.ужки скважину пром.ывали гелеобразующим бур.овым раствором. На глу.бине 3327 м зенитный уг.ол увеличился до 3°. По.сле этого пер.ешли на буровой рас.твор на углеводородной осн.ове и спустили КН.БК для искривления по коро.ткому радиусу. Проб.урили 26 м и набрали зени.тный угол 90, разм.естив горизонтальный уча.сток ответвления в прое.ктном коридоре 3349 — 3354 м (рис. 6). Дальн.ейшее бурение ве.ли по продуктивному гори.зонту, состоящему из ря.да пропластков песч.аника. Первая поло.вина горизонтального уча.стка скважины шла от ниж.него пропластка вв.ерх, пересекая все вышел.ежащие пропластки. По.том скважину пове.рнули вниз, не вых.одя за пределы продук.тивной зоны. Бур.ение закончили, ко.гда скважина пере.секла сверху вн.из все пропластки при отх.оде от вертикали 589м. Успеш.ность этого про.екта можно оце.нить, исходя из теку.щего дебита и зат.рат. Боковой ст.вол не стали обсаж.ивать и получили де.бит 318 мЗ/сутки, что по.чти в семь раз прев.ышает дебит типи.чной вертикальной сква.жины на месторождении. Дополни.тельные затраты сост.авили 3,2 миллиона долл.аров США при исходной стои.мости скважины 2,4 милл.иона долларов США, то ес.ть стоимость возр.осла незначительно в срав.нении с увеличением деб.ита. Компания ОК.СИ планирует продо.лжить бурение скв.ажин такого ти.па. Рисунок 6 – Про.филь ответвления сква.жины Алтуритас. Приме.няемая компанией Ана.дрил шарнирная КН.БК для искривления по коро.ткому радиусу вклю.чает забойный двиг.атель-отклонитель, Powe.rPack и телесистему Сл.им-1, извлекаемую из сква.жины без подъема бури.льной колонны. Уг.ол искривления компо.новки изменяется за сч.ет регулирования выл.ета опорной пя.ты, расположенной под сил.овой секцией забо.йного двигателя.

2.2 Приме.нение гибких т.руб

Использование гиб.ких труб явля.ется одной из но.вых технологий при буре.нии боковых ств.олов (рис. 7). Этот спо.соб особенно привле.кателен при высокой стои.мости мобилизации бур.овой установки. Наиб.олее эффективным приме.нением гибких тр.уб является бур.ение боковых ств.олов сквозь НКТ с поддер.жанием режима депр.ессии в скважине. Гиб.кие трубы позв.оляют оперативнее контрол.ировать состояние скв.ажин с низкими пласт.овыми давлениями. Отпа.дает необходимость под.ъема труб и глуш.ения скважины, что повы.шает привлекательность техно.логии. Новые КН.БК для бурения гиб.кими трубами улуч.шают качество конт.роля за траекторией сква.жины и повышают эффект.ивность работ. Од.на из таких КН.БК, названная сист.емой VIPER, им.еет кабельный ка.нал связи с поверх.ностью для передачи электро.энергии и информации и вклю.чает в себя телес.истему для угловых изме.рений и устройство для пово.рота КНБК. Управ.ляющие электросигналы перед.аются с поверхности по каб.елю. При бурении с депре.ссией на пласт, ко.гда промывка осущест.вляется раствором, вспен.енным воздухом или азо.том, невозможно пере.дать информацию по гидравл.ическому каналу, и его заме.няет кабельный. В срав.нении с гидравлическим кабе.льный канал увели.чивает скорость пере.дачи информации на неск.олько порядков и позв.оляет управлять вс.еми датчиками с повер.хности. Еще одним преиму.ществом системы VI.PER является повы.шение эффективности бур.ения гибкими тру.бами. Электродвигатель над КН.БК увеличивает вращ.ающий момент на дол.оте и способствует осущес.твлению непрерывного и доста.точно точного конт.роля за траекторией сква.жины. Постоянное медл.енное вращение сглаж.ивает траекторию сква.жины и уменьшает пот.ери на трение КН.БК о стенки сква.жины, что позволяет бур.ить скважины с бол.ьшим отходом от верт.икали. Возможность пост.оянно контролировать забо.йное давление в проц.ессе бурения, пром.ывки и спуско-подь.емных операций обеспе.чивает поддержание зада.нной депрессии на пл.аст. Согласно про.екту, боковой ст.вол вывели на горизон.тальное направление по коро.ткому радиусу крив.изны в подошве продук.тивной зоны за.тем развернули вв.ерх и после перес.ечения всех песч.аных пропластков пове.рнули вниз и еще раз пере.секли все пропластки. По.сле вскрытия ниж.него пропластка бур.ение прекратили при смещ.ении по горизонтали 589 м от то.чки забуривания. Из боко.вого ствола полу.чили приток с семик.ратным увеличением деб.ита в сравнении с первона.чальной вертикальной сква.жиной.

2.3 Система VI.PER с колонной гиб.ких труб

Рис.унок 7 – Бурение с использ.ованием колонны гиб.ких труб. Сис.тема VIPER — это КН.БК с кабельным кан.алом связи, включ.ающая в себя аппар.атуру для замера инклиноме.трических данных, естест.венного гамма-излу.чения, температуры и давл.ения, а также забо.йный двигатель-откло.нитель с циркуляционным перево.дником и устройство для ориен.тации и постоянного вращ.ения КНБК. Инфор.мация с забоя и ком.анды на забой перед.аются по кабелю, кот.орый прокачивают вну.трь колонны гиб.ких труб.

2.4 Системы для забуривания нескольких боковых стволов

При многоствольном бурении несколько горизонтальных стволов размещаются в одном или нескольких продуктивных пластах (рис. 8). Улучшение условий вскрытия пласта и снижение стоимости строительства за счет использования наземного оборудования и ствола уже существующей скважины делают многоствольное бурение боковых стволов привлекательной технологией. Независимо от числа боковых стволов стоимость подготовительных работ и существующей скважины остаются неизменными. Таким образом затраты на строительство одного ответвления в многоствольной скважине меньше, чем в скважине с одним боковым стволом. Повышается эффективность использования устьевых ячеек морской донной плиты и экономится стоимость бурения интервала, который уже вскрыт существующей скважиной. Боковыми стволами можно вскрыть новые ранее не вскрытые залежи, и дебит, приходящийся на одну ячейку, возрастет. Рисунок 8 – Многоствольное бурение для повышения добычи В большинстве случаев многоствольные отклонения бурят в устойчивых карбонатах типа мелоподобных известняков Остин в южном Техасе, где можно оставить продуктивную зону необсаженной (рис. 9). Компания Анадрил уже пробурила более 50 таких скважин. Горизонтальные боковые стволы пересекают естественные трещины в пласте, увеличивая дебит скважины. В основном это скважины, где совместно эксплуатируются все боковые стволы и невозможно изолировать появившийся приток воды. В истощенных зонах (верхнее ответвление) многоствольные сети увеличивают протяженность контакта скважины с продуктивной зоной и снижают необходимый уровень депрессии на пласты. Из основной скважины можно также пробурить несколько боковых стволов для вскрытия изолированных пластов (средние ответвления). В трещиноватом пласте два боковых ствола, направленные в противоположные стороны, пересекают наибольшее число трещин (нижние ответвления). Рисунок 9 – Типичная для отложений известняков Остин четырехствольная скважина (без крепления ответвления обсадными трубами), пробуренная по заказу компании Юнион Иасифик Ресорсез. Существует три основных способа заканчивания многоствольных скважин (рис. 10). Ответвления можно оставить необсаженными, как в известняках Остин, их можно обсадить колоннами труб и проперфорировать, или можно закончить скважину с использованием забойных фильтров различных типов. Рисунок 10 – Варианты заканчивания скважин с ответвлениями. 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. В настоящее время большинство соединений с боковыми стволами располагаются в призабойной зоне, и надежное цементирование является основным способом изоляции боковых стволов. В корпорации Шлюмберже ведутся разработки системы, которая позволяет осуществлять селективное заканчивание каждого бокового ствола. Эта система оборудована шарнирными направляющими патрубками, которые могут быть установлены и выдвинуты в вертикальном или горизонтальном участках скважины, что обеспечит простой селективный доступ к любому боковому стволу. При этом внутренний диаметр основного ствола не уменьшается, боковые стволы можно забуривать в любой очередности и спускать в скважину стандартные колонны НКТ со стандартными наборами пакеров для заканчивания. В выступающем патрубке размещается подвеска хвостовика с пакером, что позволяет применять в ответвлениях стандартное оборудование для заканчивания и создает условия для применения средств борьбы с выносом песка, изоляционных работ и контроля за притоком. Ответвления можно оставить с открытыми стволами в устойчивых породах типа известняков Остин на юге Техаса (левый рисунок). Ответвления могут быть обсажены колонной с цементированием и последующей перфорацией (средний рисунок). Возможна также более сложная схема заканчивания, например, с гравийной набивкой (правый рисунок).

Заключение

«Взрыв» новых технологий вместе с разрушением традиционных границ специализации в нефтепромысловом сервисе предоставили добывающим компаниям широкие возможности выбора решений по повышению отдачи старых месторождений. Группы могут предложить усовершенствованный «набор инструментов» для оптимизации добычи с помощью бурения и заканчивания боковых стволов. Потенциальные возможности таких услуг очень большие. Тысячи скважин пробурены и закончены по обычным технологиям. Применение технологии проводки боковых стволов только через зоны трещиноватости равноценно открытию нескольких новых гигантских месторождений.

Список используемой литературы

1. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: справочник / Калинин А. Г. [и др.] Под ред. А. Г. Калинина. М.: Недра, 1997. 648 сНикишенко С. Л. Нефтегазопромысловое оборудование: Учебное пособие. — Волгоград: Издательство «Ин-Фолио», 2008. — 416 с: ил. 2. Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин/ Повалихин А.С. [и др.] Под ред. А.Г. Калинина. М: изд-во ЦентрЛитНефтеГаз, 2011. 647 с 3. Бурение горизонтальных скважин, Оренгбург: Специальная Литература, 1998. 4. Разработка компоновки бурильной колонны для скважин с большой протяженностью горизонтального участка на шельфе северных морей [Электронный ресурс], режим доступа: http://ngdelo.ru/files/ngdelo/2021/2/ngdelo-2-2021-p27-36.pdf 5. Виды компоновок низа бурильной колонны [Электронный ресурс], режим доступа: https://rosprombur.ru/vidy-komponovok-niza-burilnoj-kolonny.html