Эффективность восстановления скважин методом бурения боковых стволов в НГДУ «Лянторнефть». Часть 2.

---

Страница:   1   2   3   4   5

---

2.3 ТРЕБОВАНИЯ К ВЫБОРУ СКВАЖИН ДЛЯ БУРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

Перед тем, как начать работы по зарезке и бурению наклонно-направленных и горизонтальных боковых стволов скважин (БС) с целью интенсификации системы разработки месторождений, увеличения коэффициента извлечения нефти из продуктивных пластов и фондоотдачи капиталовложений разрабатывается регламент.

Все виды работы по строительству БС представляются следующими основными этапами:

• выбор основных стволов для заданных скважин;
• выбор интервала вырезания «окна» в эксплуатационной колонне;
• расчет профиля скважины;
• вырезание «окна» в эксплуатационной колонне;
• бурение бокового ствола;
• обсаживание пробуренного ствола эксплуатационной колонны;
• работы по освоению скважины.

При выборе скважин для бурения из них боковых стволов, необходимо исходить из текущих характеристик эксплуатации скважины, технического состояния эксплуатационной колонны, качества ее крепления, фактического пространственного положения ствола скважины:

• эксплуатационная колонна должна быть опрессована на 100 атм. в течении 30 минут, падение давление не более 5 атм., эксплуатационная колонна должна быть опрессована снижением уровня;
• необходимо провести гироскопическую инклинометрию;

При этом следует руководствоваться следующими основными требованиями:

• пространственное положение интервала забуривания должно быть оптимальным с точки зрения экономической целесообразности (величина отхода точки забуривания до начала эксплуатационного забоя должна быть минимальной, но не менее величины определяемой допустимой интенсивностью искривления бокового ствола), максимальный отход от точки забуривания до начала эксплуатационного забоя обусловливается техническими характеристиками буровой установки и вероятной глубиной забуривания;
• допустимая величина разности азимутальных направлений основного ствола и бокового стволов не должна превышать величины, определяемой техническими возможностями бурения бокового ствола;
• траектория бокового ствола должна иметь минимальную вероятность пересечения с существующими и проектными стволами соседних скважин;
• поиск оптимальных вариантов, отвечающих технико- экономической целесообразности использования обводненных и бездействующих скважин для зарезки боковых стволов, должен осуществляться, как правило, с использованием автоматизированных программ.

На месторождениях НГДУ «Лянторнефть» при бурении боковых стволов все программы для проводки стволов разрабатываются ИТС «УЭБС и КРС».

2.4 ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ К БУРЕНИЮ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

Бурению боковых стволов предшествует пуск гироскопического инклинометра и геофизических приборов для уточнения пространственного положения обсадной колонны и интервала эксплуатационного объекта.

Осуществляется глушение скважины солевым раствором.

Производятся монтаж бурового оборудования (подъемника, циркуляционной системы и обвязки), демонтаж фонтанной арматуры.

Схема расстановки оборудования при бурении боковых стволов приведена на 3 листе графического раздела дипломного проекта.

Монтируется противовыбросовое оборудование согласно схеме оборудования устья и производится опрессовка.

Выполняется подъем внутрискважинного оборудования.

С целью определения технического состояния эксплуатационной колонны, возможных участков сужения проводятся её шаблонирование. Для обеспечения свободного спуска клин-отклонителя и компоновок для фрезерования «окна» осуществляется шаблонирование эксплуатационной колонны шаблоном, имеющим следующие размеры:

Dш = 122мм для ЭК 139 мм; —

Dш = 126 мм для ЭК 146 мм;

Dш = 144 мм для ЭК 168 мм;

Lш=6 м,

Где Dш — диаметр шаблона;

Lш — длина шаблона.

При необходимости обсадная колонна прорабатывается компоновкой фрезов до свободного прохождения, для скважин старше 15 лет проводится ГФФ, СТДТ.

Проводятся геофизические работы по определению глубины забоя с записью локатора муфт (ЛМ) и оценки качества цементирования камня (ОЦК). На основании данных ЛМ и ОЦК, с учетом результатов предварительного профилирования БС, определяется интервал забуривания бокового ствола. При выборе интервала забуривания, место зарезки БС выбирается, по возможности, ближе к забою основного ствола. В случае низкого качества цементного камня за эксплуатационной колонной или его отсутствие проводятся работы по повторному цементированию затрубного пространства эксплуатационной колонны в интервале забуривания с предварительным перфорированием ее для закачки тампонажного раствора. Работы по повторному цементированию могут проводиться после установки клин-отклонителя и вырезания «окна» в эксплуатационной колонне.

Выполняется установка на забое ликвидационного моста. Пордготовка ствола скважины к уставновке ликвидационного моста осуществляется в порядке, установленном руководящими документами. Изоляционные работы проводятся с выполнением действующих правил и инструкций. При экономической целесообразности возможно совмещение установки эзоляционнго и технологического мостов. После установки ликвидационнго моста эксплуатационная колонна опрессовываектся.

Для зарезки бокового ствола с помощью отклоняющего клина (клин – отклонителя) устанавливается технологический цементный мост, который может быть создан закачкой цементного раствора. При этом векрхняя часть моста располагается выше муфты обсадной колонны в соотвествии с инструкцией по эксплуатации клин-отклонителя. Взрывной пакер рекомендуется использовать для повышения надежности цементного моста перед его установкой.

Для установки цементных мостов рекомендуется применение специальных тампонажных составов, обеспечивающих повышения их физико-механических свойств.

Перед спуском взрывпакера эксплуатационная колонна в зоне установки цементного моста очищается скребком, а скважина промывается в течение одного цикла.

После ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) определяется верх цементного моста. При необходимости мост разбуривается до требуемой глубины, эксплуатационная колонна опрессовывается на давление, согласованное с НГДУ. При отрицательных результатах опрессовки эксплуатационной колонны выясняется причина, и принимаются меры к ликвидации негерметичности.

2.5 ТЕХНОЛОГИЯ ЗАРЕЗКИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

Основной вариант зарезки бокового ствола заключается в вырезании «окна».

В скважину спускается клин-отклонитель диаметром 114 — 115 мм (как отечественного, так и зарубежного производства) с ориентирующим устройством и устанавливается на искусственный забой. Работы по спуску и установке клин-отклонителя производятся в соответствии с технологией фирм производителей.

Технические характеристики клин-отклонителей для 146 мм и 168 мм колонн даны в таблице 2.1.

Таблица 2.1 — Техническая характеристика клин-отклонителя

Спуск компоновки на стальных бурильных трубах (СБТ) производятся с замером длины инструмента со скоростью не более 0,2 м/с.

Установка клин-отклонителя в наклонно-направленных скважинах должна производится ориентировочно в пределах +90 градусов по отношению к азимуту искривления основного ствола в месте установки для предотвращения выпадания клин-отклонителя.

В вертикальных скважинах установка клин-отклонителя должна производиться в направлении проектного азимута зарезки бокового ствола.

Ориентирование клин-отклонителя может осуществляться с помощью телесистемы или гидроскопа. Рекомендуется осуществлять ориентирование клин-отклонителя с помощью гидроскопа и вырезать «окно» в обсадной колонне без дополнительной СПО.

Компоновка низа бурильной колонны для ориентирования клин-отклонителя и вырезания окна за один рейс включает в себя:

• клин-отклонитель;
• оконный фрез;
• два арбузных фреза;
• патрубок под гидроскоп;
• спиральные ТБТ — 4 шт;
• бурильные трубы СБТ — 73.

В том случае, если ориентирование клин-отклонителя осуществлялось с помощью телесистемы, то после установки клин- отклонителя компоновка с подвесным устройством и телесистемой поднимается, и спускается компоновка для вырезания «окна».

Для эксплуатационной колонны диаметром 146 мм компоновка включает:

• стартовый фрез диаметром 124 мм;
• спиральные ТБТ — 4 шт;
• бурильные трубы СБТ — 73.

Осуществляется вскрытие «окна» в обсадной колонне ротором. Параметры режима фрезерования следующие:

• нагрузка на фрезер 5 кН;
• частота вращения ротора 60-80 мин
• производительность насоса 0,012 — 0,014 м3/с.

В дальнейшем, при необходимости, нагрузку можно увеличить до 8 кН. Фрезерование прекращается после проходки 0,5 — 0,6 м. При этом особое внимание следует уделять фрезерованию проушины, находящейся на наконечнике отклонителя.

После этого требуется проработать про фрезерованный интервал и промыть скважину в течение двух циклов, поднять стартовый фрез из скважины, собрать компоновку:

Спустить в скважину данную компоновку. За 10 м до входа в прорезанное «окно» скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с.

Перед началом фрезерования произвести промывку в течение одного цикла.

Проработать прорезанное «окно». Начать фрезерование при нагрузке не более 5 кН с возможным кратковременным увеличением нагрузки до 30 кН. Фрезеровать на глубину 5 м. При этом следует контролировать величину крутящего момента. При наличии подклинок необходимо приподнять инструмент и проработать данный интервал. После завершения процесса фрезерования проработать пройденный интервал и несколько раз поднять и опустить фрезеры для очистки «окна». Затем извлечь компоновку из скважины.

Собрать компоновку для дальнейшего фрезерования колонны:

• оконный фрез диаметром 124 мм;
• колонный и арбузный фрезер диаметром 124 мм; спиральные ТБТ — 4 шт;
• СБТ-73 — до устья.

Оконный и колонный фрезы показаны на 4 листах графического раздела дипломного проекта.

Спустить данную компоновку в скважину. Начать фрезерование в прежнем режиме. Отрыв от забоя производить через каждые 15 минут работы фрезера. Фрезерование прекратить после 2-5 м проходки. Общая длина фрезерование должна составлять не менее 7м (в зависимости от длины клин-отклонителя). Несколько раз проработать пройденный интервал до исчезновения подклинок инструмента.

Промывку произвести в течение двух циклов с выравниванием параметров раствора. Для лучшего выноса металлической стружки прокачать высоковязкую пачку раствора в объеме 500 л при подаче насоса 0,012-0,016 м3/с. В том случае, если фрезерование обсадной колонны осуществлялось на биополимерном растворе, прокачивание высоковязкой пачки раствора не обязательно. После этого извлечь компоновку из скважины. В случае необходимости (зарезка бокового ствола в песчаниках, отсутствие цементного камня за эксплуатационной колонной и др.) производится цементирование клин-отклонителя после второго фрезерования.

Вблизи от схода с клин-отклонителя происходит соскок фрезера с разрушаемой поверхности и выход в открытый ствол. Если при этом жесткость компоновки недостаточна, образуется уступ, препятствующий в дальнейшем свободному входу долота в новый ствол. В таком случае, при калибровке «окна» надо принять меры по увеличению жесткости компоновки фрезерования и своевременному снятию образовавшегося уступа в районе схода с клин-отклонителя.

Второй вариант забуривания бокового ствола рекомендуется осуществлять путем вырезания части эксплуатационной колонны, установки цементного моста на всю длину вырезанной части и забуриванием бокового ствола с цементного моста. Схема клин- отклонителя представлена на 3 листе графического раздела дипломного проекта. Клин-отклонитель рекомендуется типа КОП-115 (для колонны диаметром 146 мм) производства OOO «БИТТехника» или неизвлекаемый отклонитель компании «EVI- WEATHERFORD» типа «Н» диаметром 114,3 мм.

По данным геофизических исследований скважины выбирается расположение зоны фрезерования, по возможности, в плотных устойчивых глинисто-алевролитовых отложениях.

Реальная необходимая длина зоны фрезерования определяется ожидаемой интенсивностью набора кривизны бокового ствола и рассчитывается по формуле:

Lв.з. = ÖR (2D+Dc-Dк) + а

где Lв.з. длина фрезерования колонны;

R — радиус кривизны ствола скважины, м;

В — диаметр долота для бурения бокового ствола, м;

Dc — диаметр бокового ствола, м;

Dк — внешний диаметр эксплуатационной колонны, м;

а — запас длины для безаварийного прохождения технологического инструмента (1,3 — 1,5 м).

3абуривания бокового ствола с цементного моста осуществляется двигателем-отклонителем диаметром 106 мм (127 мм).

Забуривание бокового ствола с применением отклоняющих устройств должно проводится по программе, включающей выбор геометрических размеров КНБК для обеспечения задаваемой интенсивности искривления нового ствола и автоматизированный расчет проходимости компоновки через прямолинейный участок ствола скважины. Вырезание части эксплуатационной колонны можно осуществлять универсальным вырезающим устройством «УВУ», разработкой ВНИИБТ, секционным фрезерным инструментом фирмы «GRANT INTERNATIONAL» и т.п.

Вырезание участка эксплуатационной колонны производится в два этапа:

• прорезание эксплуатационной колонны;
• фрезерование эксплуатационной колонны.

Прорезание эксплуатационной колонны осуществляется при вращении бурильной колонны ротором с частотой 60-70 мин-1, расходе промывочной жидкости 0,01-0,012 м3/с и перепаде давления 4-5 МПа в течение 20-30 мин. Без подачи инструмента, а затем с подачей инструмента при осевой нагрузке на резцы в пределах 5-15 кН.

Фрезерование колонны производится при осевой нагрузке 15- 40 кН, частоте вращения 60-70 мин-1., перепаде давления 14-16 МПа и расходе 0,012-0,014 м3/с. Перед подъемом устройства рекомендуется промыть скважину в течение двух циклов. При необходимости заменить резцы и продолжить фрезерование.

Технические характеристики УВУ приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 — Технические характеристики УВУ

2.5.1 ПРОФИЛЬ ПРОВОДКИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

Одним из условий эффективности разработки месторождения БС является качественное проектирование их траектории.

Проектирование профиля заключается в формировании регламентирующих определении комплекса параметров, необходимых для его расчета, построении оптимизационной процедуры расчета выходных параметров траектории БС.

Типы профилей делятся на две группы. К первой относятся профили обычного типа, представляющие кривую линию, расположенную в одной плоскости; ко второй — профили пространственного типа, представляющие пространственную кривую линию.

Основными составляющими элементами профиля наклонно- направленного бокового ствола являются следующие участки: набор, стабилизация, уменьшение зенитного угла. Сочетание трех этих видов интервалов приводит к широкому разнообразию проектных профилей (от двух интервального и более).

Возможен профиль, содержащий участок набора зенитного угла с помощью отклонителя, участок набора зенитного угла с пониженной интенсивностью при помощи неориентируемых компоновок, участок стабилизации зенитного угла и участок регулируемого или естественного снижения зенитного угла.

При отклонениях от основного ствола до 300 м, в зависимости от глубины залегания продуктивного пласта, возможно проектирование бурения боковых стволов по трех интервальному профилю, содержащему вертикальный участок (основной ствол), участок набора зенитного угла и участок естественного снижения угла (или стабилизации).

Все рассмотренные выше виды профиля проектируются в одной плоскости, то есть являются плоскими. При проводке БС в сложных горно-геологических условиях, когда геологические факторы оказывают значительное воздействие на траекторию БС, используют профили пространственного типа, предусматривающие участок с естественно изменяющимся зенитным углом и азимутом. Проектирование такого профиля предполагает расчет координат места зарезки БС относительно координат проектной точки забоя с использованием выявленных закономерностей зенитного угла и азимутного искривления скважины, либо забуривания участка начального искривления отклонителем в азимуте, учитывающим закономерности естественного искривления скважины при дальнейшем бурении.

При определении профиля БС следует руководствоваться возможностью его выполнения, т.е. соответствие современному уровню техники и технологии; оптимальным сочетанием входных и выходных параметров.

При проектирование БС следует учитывать вероятность пересечения соседних стволов, определяемую с помощью автоматизированных расчетов.

Профили проектируются плоскостными пространственными.

Требование к исходным данным, необходимых для проектирования БС:

• достоверность пространственного положения эксплуатационной колонны;
• достоверность положения эксплуатационного объекта;
• оценка погрешностей расчета определяемых параметров трассы БС на основе технической точности измерительных систем, статистических расчетов;
• достаточная степень свободы варьирования значений входных параметров для сходимости оптимизационной процедуры построения траектории БС. Основные исходные параметры должны быть отражены в техническом задании на составление проектной документации на строительство БС.

Минимальный отход точки входа в пласт от вертикальной проекции точки забуривания ограничивается максимально допустимой интенсивностью искривления и величиной зенитного угла в месте забуривания.

Интенсивность искривления ствола скважины (град/10м) рассчитывается по формуле:

I = 573/ R,

где, R — радиус кривизны ствола скважины, м.

2.5.2 КОНСТРУКЦИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

БС проектируются к бурению из скважин, обсаженных колоннами с диаметром 146 мм и 168 мм. Для боковых стволов рекомендуются обсадные трубы потайных колонн («хвостовиков») диаметром 88,9 мм, 101,6 мм и 110 мм (114,3мм), соответственно. Размеры обсадных труб приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 — Размер обсадных труб

Боковой ствол может быть представлен тремя вариантами конструкции эксплуатационного забоя:

• открытого типа со спуском фильтров для горизонтальных скважин (ФГС);
• открытого типа с комплексом регулируемого разобщения интервалов горизонтального забоя (многопакерной системой);
• закрытого типа со сплошным цементированием «хвостовика», включая интервал горизонтального участка.

Конструкция открытого типа предусматривает установку пакера (ПДМ) или пакера-манжеты и манжетное цементирование. При конструкции эксплуатационного забоя закрытого типа осуществляется сплошное цементирования «хвостовика» в одну ступень.

Заканчивание БС предусматривает обсаживание пробуренного ствола «хвостовиком» с подвеской его в эксплуатационной колонне основного ствола на специальном клиновом устройстве с пакером. Вверх «хвостовика» должен находится в эксплуатационной колонне основного ствола выше зоны фрезирования.

В случае открытого эксплуатационного забоя «хвостовик» включает:

• посадочный адаптер;
• подвеску «хвостовика»,
• обсадные трубы;
• пакер с муфтой манжетного цементирования или пакер- манжету;
• фильтры (ФГС) или комплекс регулируемого разобщения (многопакерную систему);
• центраторы;
• башмак.

В случае закрытого эксплуатационного забоя конструкция «хвостовика» следующая:

• посадочный адаптер;
• подвесное устройство;
• обсадные трубы;
• центраторы;
• стоп-кольцо;
• обратный клапан;
• перфорированный патрубок;
• башмак.

После проработки ствола скважины и сборки «хвостовика» вместе с посадочным устройством и разъединителем производится спуск колонны на бурильных трубах.

При достижении башмаком «хвостовика» интервала забуривания осуществляется промежуточная промывка.

При достижении требуемой глубины (забоя) осуществляются подвеска и разгрузка «хвостовика» в эксплуатационной колонне с помощью клинового устройства. Разгрузкой и натяжкой на вес «хвостовика» проверяется фиксация его клиновой подвеской.

Затем производится рассоединение бурильной колонны с «хвостовиком» путем её вращения. При необходимости эту операцию можно выполнять после окончания цементирования.

После отсоединения установочного инструмента от «хвостовика» осуществляются закачка и затвердение расчетного количества цементного раствора.

Перед тампонажным раствором закачивается буферная жидкость. В качестве буферной жидкости рекомендуется использовать техническую воду с добавкой 0,2% НТФ, а также ПАВ в количестве 0,6%.

«Хвостовик» крепится цементным раствором с плотностью не менее 1800 кг/м или материалом, соответствующим ему по всем з параметрам качества. Тампонажный раствор рекомендуется обрабатывать реагентом «Tylose Е-29651» из расчета 0,25 — 0,3 % реагента от массы сухого цемента или другими понизителями водоотдачи. При приготовлении цементного раствора обязательно применять осреднительную емкость. В качестве перспективных тампонажных растворов для крепления рекомендуется составы на базе направляющих добавок.

Процесс цементирования осуществляется с использованием компонентов продавочных пробок, обеспечивающих качество и надежность технологического процесса крепления и раскрытия пакерующих элементов в случае эксплуатационного забоя БГС открытого типа (ПДМ, многопакерная система и т.п.), в соответствии с инструкциями применяемых технических средств и технологий.

После окончания цементирования посадочный инструмент поднимается до выхода из сальникового узла и скважина промывается выше верха «хвостовика».

После промывки скважины, от цементного раствора приводится в действие пакерующий элемент подвески «хвостовика».

Ниже рассчитано крепление хвостовика скважины 2182 куст 371 с использованием разъединителя ТГС-101,3 «УДОЛ».

Исходные данные:

Диаметр эксплуатационной колонны D экс. колонны                         168 мм;

Толщина стенок                                       8,94*7,32*10,6 мм;

Диаметр хвостовика                                101,6 мм;

Толщина стенки                                       6,5 мм;

Диаметр СБТ                                           73 мм;

Длина СБТ                                                         2020 м;

Толщина стенки                                       9,19 мм;

Текущий забой                                         2326 м;

Длина открытого ствола                         256 м;

Длина хвостовика                                    306 м;

Диаметр открытого ствола                     123,8 м;

Длина цементируемой части хвостовика                                                267 м;

1) Спустить в скважину компоновку низа хвостовика, собранную в следующей последовательности:

• башмак ТГС-106,1;
• обсадная труба 101,6 ОТТО-1шт. — 11 м
• перфорированный фильтр диаметром 101,б мм, длиной 30-33 м с отверстиями 8 мм, расположенными по спирали(3 шт);
• перевернутый обратный клапан «УДОЛ»;
• манжетный переводник МП-102 в интервале 2290-2285 м;
• перфорированный патрубок диаметром 101,6 мм и длиной 0,5 м;
• обратный клапан «УДОЛ»;
• стоп — кольцо.

2) Спустить компоновку низа в скважину и посадить на клинья.

3) Начать спуск обсадной колоны диаметром 101,6 мм. Долив произвести после установки обратных клапанов через 200 м колонны и всех труб. Все резьбы герметизируются лентой ФУМ.

4) Пружинный фонарь установить над манжетой и под разъединителем.

5) Собрать в голове хвостовика разъединительное устройство «УДОЛ». При завороте устройства запрещается вращать лево- правый переводник. Залить воронку отработанным маслом.

6) Начать спуск хвостовика на СБТ. Скорость спуска не более 0,5 м/с.

7) В процессе спуска хвостовика необходимо производить долив через каждые 250 м спущенных СБТ.

8) За два часа до начала цементной заливки произвести расстановку и обвязку цементировочной техники.

9) Спуск прекратить, не доходя до забоя 5 м, определится с замером труб. Заметить и записать вес инструмента при ходе вверх и вниз.

10) Посадить компоновку на текущий забой с промывкой (посадка 30 кН). Определится с мерой инструмента, используя подгоночные патрубки, добиться захода муфты квадрата в ротор при разгрузке хвостовика на забой — не более 1 м.

11) Промыть скважину в течении 1 цикла.

12) Разгрузив хвостовик на забой на вес хвостовика.

13) Начать отворот в левом переводнике. Число оборотов не менее 25 с учетом пружины инструмента.

14) Приподнять инструмент не более чем на 3 м, убедится в потере веса хвостовика.

15) Посадить СБТ на клинья.

16) Отвернуть квадрат.

17) Установить в цементировочную головку верхнюю продавочную пробку.

18) Навернуть цементировочную головку, предварительно проверив её исправность.

19) Смонтировать шарнирную линию общей длиной не менее 6 м.

20) Присоединить к головке линию цементирования.

21) Опрессовать линию цементирования на 18 МПа.

22) Приготовить цементировочный раствор в расчетном количестве с добавлением замедлителя схватывания.

23) Закачать буферную жидкость 3 м3 — раствор плотностью 1020 кг/м3 с 0,1% ПАВа.

24) Закачать расчетный объём цементного раствора.

25) Закрыть кран линии цементирования на цементировочной головке.

26) Сразу же открыть центральный кран цементировочной головки и отпустить верхнюю цементировочную пробку вслед за цементом.

27) Незамедлительно начать прокачку продавочной жидкости с максимально возможным расходом, догоняя цемент.

28) Прокачав 90 % расчетного объёма первой порции продавочной жидкости снизить производительность агрегата и на пониженной скорости прокачать до появления роста давления.

29) Повышением давления добиться срезки штифтов нижней цементировочной пробки.

30) Прокачать вторую расчетную порцию продавочной жидкости. Последние 200 литров прокачать на пониженной скорости, ловя «СТОП». Запрещается повышать расчетное количество второй порции продавки более чем на 100 л.

31) При возрастании давления на 5 МПа выше текущего, остановить продавку. Отсутствие падения давления, укажет на герметичность стоп — кольца и обсадной колонны.

32) Сбросить давление, добиваясь закрытия обратных клапанов. Отсутствие перетока из гусака агрегата укажет на герметичность клапонов.

33) Повысить давление в трубах до 6 МПа. Поднять инструмент до выхода пакера из воронки. Падение давления укажет на отсоединение от хвостовика.

34) Общее время работы с пункта 22 по пункт 33 включительно не должно превышать 75 % от времени схватывания цементного раствора.

35) Начать вымыв излишков цементного раствора из скважины с производительностью не менее 8 л/с.

36) По окончанию вымыва цемента поднять 5 свечей ОЗЦ.

2.5.3 БУРЕНИЕ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

Выбор породоразрушающего инструмента и гидравлического забойного двигателя осуществляется с учетом физико-механических свойств горных пород.

Тип долота выбирается в зависимости от твердости и абразивности разбуриваемых пород. Горные-породы Западной Сибири, в том числе района нефтяных залежей ОАО «Сургутнефтегаз», представлены чередованием глин, аргиллитов, алевролитов и песчаников. В табл.2.5 приведены сводные результаты испытаний горных пород на твердость методом вдавливания штампа на одноосное сжатие и абразивности в интервале глубин 691-3087 м.

Таблица 2.5 — Сводные результаты испытаний горных пород в интервале глубин 691 — 3087 м.

В табл.2.6 представлены категории твердости пород.

Таблица 2.6 – Твердость горных пород

В табл.2.7 приведены рекомендуемые области применения породоразрушающего инструмента по категориям твердости и абразивности.

Таблица 2.7 — Область применения породоразрушающего инструмента по твердости и абразивности

Разбивка геологического разреза месторождений на характерные интервалы буримости приведена в табл. 2.8.

Таблица 2.8 — Интервалы буримости

С целью обеспечения условий качественного крепления «хвостовика» и, прежде всего в интервале залегания водогазоносных пластов, рекомендуется, в случае необходимости, перед спуском «хвостовика» производить расширение бокового ствола гидравлическим раздвижным расширителем РРГ-114/146 (Уфимское НПП «Азимут») или осуществлять бурение с одновременным расширением бокового ствола скважины бицентричным долотом У-120х142 SR -544 (У-144х160 SR- 544).

Выбор типоразмера гидравлического забойного двигателя осуществляется, исходя из физико-механических свойств разбуриваемых пород и требуемого момента на валу для их разрушения. Характеристики рекомендуемых гидравлических забойных двигателей приведены в таблице 2.9.

Диаметр СБТ выбираются 73 мм и 89 мм, а УБТ (гладкостенных или спиральных) равными 89 мм и 108 мм, соответственно, для скважин с обсадными колоннами диаметром 146 мм и 168 мм.

Рекомендуемые размеры СБТ приведены в таблице 2.10, а УБТ — в таблице 2.11.

Таблица 2.10 – Размеры бурильных труб с высаженными концами с приваренными замками

Таблица 2.11 – Размеры утяжеленных бурильных труб

Компоновки низа бурильной колонны (КНБК) выбираются из условия обеспечения реализации проектного профиля бокового ствола с учетом беспрепятственного прохождения их в различных интервалах ствола скважины. Типовые схемы компоновок низа бурильной колонны представлены в Приложение А.

С целью снижения вероятности возникновения осложнения в процессе бурения в связи с проворачиванием компоновки ротором, с учетом опыта бурения горизонтальных скважин диаметром 215,9 мм на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» ТБТ предлагается устанавливать согласно расчетам программы PLANIT. При бурении горизонтального участка ТБТ ставить вслед за забойным двигателем нецелесообразно.

Для скважин с обсадной колонной диаметром 146 мм рекомендуется следующие компоновки:

• при выходе из колонны, бурении интервалов набора параметров кривизны, бурении горизонтального участка— долото Ш 124 C3-ЦАУ В.204, винтовой забойный двигатель Д0-10б, безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ — 73 – остальное;
• при бурении интервала стабилизации: долото III 124 СЗ-ЦАУ R 204, винтовой забойный двигатель ДО-106 со стабилизирующим элементом безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ – 73, ТБТ общей длиной 50-100 м, СБТ-73 – остальное;
• при проработке БГС – райбер диаметром 118 мм, калибратор диаметром 123,8 мм, расчетное количество СБТ – 73, ТБТ общей длиной 50-100 м, СБТ – 73 – остальное.

Для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм рекомендуются следующие компоновки:

• при выходе из колонны, бурении интервалов набора параметров кривизны, бурении горизонтального участка- долото Ш 144 C3 ГАУ R203, винтовой забойный двигатель Д0-106, безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ — 89, ТБТ общей длиной 25 — 50 м, СБТ-89 — остальное;
• при бурении интервала стабилизации — долото Ш 144 C3 ГАУ R203, винтовой забойный двигатель ДО-106 со стабилизирующим элементом, безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ — 89, ТБТ общей длиной 25 — 50 м, СБТ-89 — остальное;
• при проработке БС — райбер диаметром 130 мм, калибратор диаметром 144 мм, расчетное количество СБТ — 89, ТБТ общей длиной 25 50 м, СБТ-89 — остальное.

Режимы и технология бурения наклонно-направленного и горизонтального участков ствола скважины рекомендуются следующие:

• расход бурового раствора выбирается из условий качественной очистки ствола скважины, а также в зависимости от энергетической характеристики гидравлического забойного двигателя (таблица 2.12).

Таблица 2.12 Рекомендуемый расход бурового раствора

Минимально необходимая (критическая)скорость восходящего потока определена в соответствии с рекомендациями.

Осевая нагрузка на долото должна обеспечивать получение максимальной механической скорости и не превышать максимально допустимую величину для данных типоразмеров долот, таблица 2.13.

Таблица 2.13 – Рекомендуемые типоразмеры долот

НЦ-3 производства Волгоградского завода оснащенную буровым насосом НБТ 235/40). Техническая характеристика насосных систем фирмы «Гарднер Денвер» приведены в таблице 2.15.

Таблица 2.15 Насосная система установки Карвелл («Гарднер Денвер»)

В качестве очистного оборудования предлагается использовать вибросито, илоотделитель или импортные ситогидроциклонные установки.

Технология бурения интервала набора параметров кривизны и горизонтального участков БС рекомендуется следующая:

• спустить компоновку, предназначенную для выхода из колонны, на 5-10 м ниже прорезанного интервала и восстановить циркуляцию промывочной жидкости при малой подаче насоса.
• в процессе промывки скважины сделать замер параметров бурового раствора и в случае их отклонения от проектных значений, произвести обработку химическими реагентами.
• при прохождении «окна» с целью недопущения заклинки бурильного инструмента следить за его посадками.
• произвести ориентирование двигателя-отклонителя с помощью телеметрической системы.
• приработать долото в течение 5-15 минут с нагрузкой 5 кН и продолжить дальнейшее углубление скважины на режимах, приведенных в таблице 2.14.

После отхода от основного ствола скважины на 3-4 м перед каждым очередным наращиванием бурильного инструмента для устранения возможных осложнений, уступов, посадок и затяжек провести проработку пробуренного интервала с вращением ротора. Если фактическая интенсивность набора параметров кривизны превышает проектную, необходимо чередование ориентировочного и неориентировочного (с вращением ротора 50-60 мин-1) режимов бурения. При этом угол перекоса забойного двигателя не должен превышать 1 град. 40 минут.

Допускается бурение участков стабилизации и горизонтального забойным двигателем с углом перекоса 1 град. 40 минут (с вращением ротора 50-80 мин-1). При этом в случае необходимости, корректируются параметры кривизны.

Это позволяет сформировать плавную траекторию ствола скважины, а также улучшить вымывание шлама и снизить вероятность возникновения осложнений.

При завершении долбления ствол скважины промывается в течение одного цикла с одновременным расхаживанием бурильного инструмента на длину ведущей трубы и выравниванием параметров бурового раствора до проектных значений.

После достижения проектного забоя скважины прорабатывается от интервала забуривания до забоя компоновкой, включающей райбер диаметром 118 мм, калибратор диаметром 123,8 мм, расчетное количество СБТ -73, ТБТ-89, СБТ-73 остальное с одновременным вращением ротора со скоростью не более 80 мин-1.

В случае необходимости при проработке бокового ствола допускается установка в КНБК двух калибраторов.

С целью недопущения забуривания нового ствола при проработке инструмент подается непрерывно с равномерной нагрузкой 20-30 кН. Скорость проработки устанавливается в зависимости от сложности прорабатываемого интервала. Перед спуском бурильного инструмента проверяется качество сборки забойного двигателя согласно правилам его эксплуатации.

При каждой смене долота производится его тщательный осмотр. Проверяются шаблонами наружные диаметры калибрирующих и стабилизирующих элементов КНБК. При необходимости производят смену с последующей проработкой интервала последнего долбления.

В процессе углубления скважины постоянно ведется наблюдение за количеством выносимого шлама. В случае прекращения выноса шлама или уменьшения его количества углубление забоя необходимо прекратить, а скважину промыть в течение одного цикла с расхаживанием инструмента.

В случае появления посадок или затяжек бурильного инструмента при проведении спускоподъемных операций (СПО) необходимо проработать зоны сужения до их полного устранения. Особое внимание уделять прохождению компоновкой низа бурильной колонны интервала забуривания.

Запрещается оставлять бурильный инструмент в скважине без движения и циркуляции более 5 мин.

Перед спуском «хвостовика», после проработки ствола, скважину промыть в течение двух циклов с выравниванием параметров бурового раствора до проектного значения.

---

Страница:   1   2   3   4   5

---