Материал: Проект зарезки второго ствола в нефтяной скважине Кудако-Киевского месторождения

Спускной клин служит для спуска отклонителя в скважину.

Фиксация плашек в утопленном положении обеспечивается плашкодержателем, соединенным с корпусом двумя специальными винтами. Узел опоры и закрепления с клином - отклонителем соединен опорными поверхностями, срезанными под углом 15 или 30 градусов и имеющими профиль поперечного сечения в виде "ласточкина хвоста".

Взаимному произвольному перемещению клина-отклонителя и узла опоры и закрепления также препятствует специальный винт. Клин-отклонитель соединяется со спускным клином, к которому на резьбе крепится переводник двумя болтами.

Перед спуском отклонителя в скважину необходимо проверить его размеры и все основные узлы. Затем спускной клин соединяют с отклоняющим клином с помощью болтов.

Отклонитель в собранном виде на бурильных трубах медленно спускают в скважину, наблюдая за показаниями индикатора веса.

При подходе к глубине установки отклонителя скорость спуска бурильных труб замедляют, уменьшают нагрузку на 1 - 2 тонны и определяют глубину забоя. По достижении хвостовиком забоя скважины телескопическое устройство срабатывает, шпильки срезаются, а отклонитель, продолжая перемещаться вниз, закрепляется плашками в колонне. Затем резкой посадкой инструмента, 8 - 10 тонн, срезают болты, соединяющие отклонитель со спускным клином. Спускной клин поднимают на поверхность и вскрывают "окно".

Вскрытие " окна " в колонне

Для вскрытия "окна" в колонне, через которые в последующем ведется бурение второго ствола, применяют комплект трех фрезеров - райберов типа ФРС различных размеров. Райбер имеет форму усеченного конуса с продольными зубьями, усиленными пластинками из твердого сплава.

Для вскрытия "окна" применяют комплект райберов следующих размеров.

Таблица 2.2.1 - Основные параметры оборудования

При вскрытии "окна" комплектом из трех фрезеров - райберов, работы производят последовательно, начиная с райбера №1, имеющего наименьший размер, при нагрузке 2-3 тс и частоте вращения 40 - 60 об/мин. По мере углубления райбера частоту вращения можно увеличить до 50 - 70 об/мин. при той же осевой нагрузке.

После вскрытия "окна" длиной 1,4 - 6 метров от конца отоклонителя, т.е. когда нижний конец райбера уже выходит из соприкосновения с колонной, частоту вращения ротора доводят до 80 - 90 об/мин., а осевую нагрузку уменьшают до 1 тс.

Райбером № 2 при нагрузке 1 - 1,5тс разрабатывают и расширяют интервал, пройденный райбером № 1 по всей длине отклонителя.

Райбером № 3 зачищают "окно" и выход в породу при осевой нагрузке до 1 тс и частоте вращения ротора 80 -90 об/мин.

"Окно" считается полностью вскрытым и обработанным, когда долото D = 118мм без вращения инструмента свободно проходит в него.

Если долото без вращения не будет проходить, то "окно" следует обработать еще одним райбером D=122мм.

Вскрытие "окна" необходимо производить при заданной осевой нагрузке. Большие осевые нагрузки на райбер приводят к преждевременному выходу его за колонну и "окно" получается укороченным. Это создает условия для возникновения и концентрации переменных по величине и по знаку напряжений в теле бурильных труб, особенно в то время, когда в интервале нижней части среза отклоняющего клина, т.е. на выходе "окна", находится замковое соединение бурильных труб. Это приводит к довольно быстрому появлению усталости металла и, как следствие, к поломке бурильных труб в утолщенной части. Поломка бурильных труб в том месте, где конец оставшихся труб находится сразу же за "окном", опасно тем, что их трудно извлечь.

При укороченном "окне" подвергается кольцевым порезам и тело бурильных труб, что снижает их прочность и может привести к аварии. Кроме того, затрудняется пропуск долота за колонну и оно, как правило, останавливается в "окне" в результате образования "мертвого" пространства - несработанной стенки колонны, возвышающейся над нижним окончанием среза отклоняющего клина. Обработать эту выступающую часть стенки райберами практически невозможно и в некоторых случаях приходится вновь спускать отклонители и повторять работы по вскрытию нового "окна".

Чтобы избежать подобного явления, над райбером для создания жесткости устанавливают утяжеленные бурильные трубы (УБТ) соответствующих размеров.

Параметры режима бурения второго ствола

Режим бурения определяется осевой нагрузкой на долото, частотой вращения долота, расходом промывочной жидкости и ее качеством, временем пребывания долота на забое.

Различают оптимальный и специальный режимы бурения.

Оптимальным режимом называют режим, установленный с учетом геологического разреза и максимального использования технических средств, имеющихся на скважине, для получения высоких количественных и качественных показателей при минимальной стоимости 1 метра проходки.

Специальным режимом называют режим, установленный для забуривания второго ствола и последующего бурения в осложненных условиях, при обвалах, высоком пластовом давлении, поглощениях жидкости, изменении направления оси скважины, отборе керна и др.

Нагрузка на долото в процессе забуривания второго ствола должна быть равномерной. При выходе из "окна" следует постепенно увеличивать осевую нагрузку на долото до 3 - 4 тс. Частота вращения долота должна быть в пределах 40 - 60 об/мин. Второй ствол следует забуривать не менее, чем на 6 - 10 метров. Если в этом интервале долото работало нормально бурение можно вести на оптимальном режиме.

Пребывание долота на забое должно быть выбрано с таким расчетом, чтобы скорость углубления скважины в единицу времени была наибольшей.

При спуске очередного долота под нагрузкой 1 - 3 тс прорабатывают 10 -15 метров от забоя, затем в течение нескольких минут поддерживают пониженную нагрузку для того, чтобы опоры долота приработались, а затем увеличивают ее до требуемой величины согласно указаниям геоло-технического наряда и поддерживают постоянной. Окончательно осевую нагрузку бурильщик должен подобрать сам, добиваясь наибольшей механической скорости проходки.

Быстрое углубление скважины без осложнений возможно только тогда, когда выбуренная порода своевременно удаляется с забоя. В противном случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту.

Мероприятия по предупреждению НГВП

Иметь в наличии два превентора ППГ 230 х 350, верхний с плашками под трубы 73 мм и нижний с глухими плашками. Шаровой кран КШ 89 под квадрат. Иметь двойной запас глинистого раствора. Перед подъемом труб производить промывку в объеме скважины. Долив производить постоянно. При спуске и подъеме через каждые 250 м производить промывку скважины. Два раза в смену контролировать основные параметры раствора. Осуществлять контроль износа долота. Перед зарезкой провести с каждой вахтой учебную тревогу "Выброс". Один раз в сутки направлять в НИЛ раствор для полного анализа. При бурении от 1010 м принять меры против поглощения раствора.

Таблица 2.2.2 - Параметры бурового раствора

Режим бурения

Нагрузка на долото Ш 118 СВ - 3 тс.

Обороты стола ротора - 60 об/мин.

Производительность насоса - 6,0 л/сек

Давление - 50 кгс/см²

.3 Промывочные жидкости

месторождение скважина нефтяной зарезка

Промывочная жидкость играет важную роль, как при бурении второго ствола, так и при вводе скважин в эксплуатацию. При вскрытии пласта основная задача заключается в том, чтобы не ухудшить проницаемость нефтесодержащих пород и не создать сопротивления продвижению нефти к забою скважины, в особенности сильно дренированных пластов.

При вращательном способе бурения в процессе разрушения на забое породы долотом должна постоянно циркулировать жидкость, которая выполняет следующие функции:

удаляет с забоя все обломки пород, выбуриваемые долотом;

охлаждает и смазывает трущиеся элементы долота, которые в процессе работы на забое сильно нагреваются;

укрепляет неустойчивые породы в стенках скважин и изолирует разбуриваемые горизонты;

оказывает противодавление напору газа, нефти и воды, находящимся в порах проходимых пород, а также тем горным породам, которые склонны к набуханию, оползанию и т.п.;

удерживает обломки выбуренной породы во взвешенном состоянии в покоящейся жидкости;

обеспечивает быстрые и качественные вскрытия и освоения продуктивных горизонтов;

размывает на забое мягкие породы и физически - химически воздействует на твердые породы.

Кроме того, циркулирующая жидкость, выходя на поверхность должна освобождаться от выбуренной породы, допускать возможность проведения необходимых электрометрических измерений в скважинах и легко прокачиваться буровыми насосами. В то же время она не должна вызывать коррозию бурового оборудования и бурильной колонны.

В качестве промывочной жидкости применяются вода, глинистые растворы, глинисто-меловые растворы, растворы на нефтяной основе и другие.

На нефтяных и газовых месторождениях, где разрез представлен рыхлыми неустойчивыми осадочными породами, бурение скважин ведут с промывкой глинистыми растворами.

На основании современных знаний в области физикохимии глинистого раствора и представлении о роли этих растворов в процессе бурения нефтяных скважин можно установить следующие две основные его функции:

глинизация стенок скважин;

удержание во взвешенном состоянии выбуренных частиц породы

в покоящейся жидкости, т.е. в период прекращения циркуляции.

Наряду с этим глинистый раствор выполняет и другие функции промывочных жидкостей, но только названные две функции обуславливают применение именно глинистого раствора в качестве промывочной жидкости при вращательном способе бурения. Остальные функции присущи не только глинистому раствору, но и другим жидкостям, которые способны выполнять эти функции в некоторых случаях даже лучше, чем глинистый раствор. Так, например, при применении воды в качестве промывочной жидкости более интенсивно охлаждается долото, так как теплоемкость глинистого раствора равна 0,6-0,7, а теплоемкость воды равна 1.

В процессе вращательного бурения происходит разрушение породы на забое и у стенок скважин. По мере углубления ствола требуется предохранять от обрушения рыхлые и неустойчивые породы в стенках скважин.

При бурении проходимые горизонты и скважину следует рассматривать как сообщающиеся системы, но сообщение, между которыми должно происходить только через забой скважины.

Стенки скважины, находящиеся вне призабойной зоны, должны изолировать ствол от пройденных горизонтов. Глинистый раствор, отлагаясь в процессе циркуляции в виде тонкой плотной корки в стенках скважины и прилегающей к ней зоне, может с успехом выполнить эту функцию. Но для этого необходимо, чтобы давление в скважине было всегда несколько больше, чем давление в горизонте, разбуриваемом в данный момент. Это основное условия нормального процесса бурения, при нарушении которого возникают осложнения, часто препятствующие углублению скважины и доведению ее до проектной глубины.

Под глинизирующей способностью глинистого раствора следует понимать упрочнение стенки скважины тонкой плотной коркой. В этом сущность процесса глинизации стенок скважин. О глинизирующей способности глинистого раствора судят по количеству отделяющейся из раствора воды, а также по толщине и плотности корки, отложившейся в стенках скважины.

Степень проникновения глинистого раствора в пласт и прочность образующейся корки зависят от величины перепада давления между скважиной и пластом, пористости и проницаемости пород с учетом формы и размера пор в них, вязкости, поверхностного натяжения, солености или щелочности глинистого раствора, количества свободной воды и количества и размеров частиц твердого вещества в нем.

При наличии в глинистом растворе частиц коллоидальных размеров в стенках скважин образуется тонкая, но чрезвычайно плотная корка; водоотдача из раствора при этом становится ничтожная и скоро прекращается, так как в растворе имеется мало свободной воды.

Если глинистый раствор не представляет собой коллоидную систему, имеющаяся в нем свободная вода будет проникать глубоко в пласт и на стенках скважины образуется из крупных частиц глины неплотная рыхлая толстая корка, в результате чего уменьшается сечение скважины и происходит отдача воды в поры пласта; все это способствует прихвату бурильной колонны.

Очень важно, чтобы из раствора, находящегося в скважине, частицы выбуренной породы средних и малых размеров не выпадали во время смены долота или в период неожиданного прекращения циркуляции в процессе бурения.

Для предотвращения прихвата бурильной колонны, необходимо чтобы все глинистые растворы содержали в достаточном количестве коллоидную фракцию, которая способна удерживать обломки выбуренной породы во взвешенном состоянии в жидкости, находящейся в покое.

Благодаря коллоидной фракции глинистые растворы могут постепенно превращаться в студнеобразную массу, которая после перемешивания снова переходит в подвижную жидкость. Если оставить раствор в покое, он может обратиться вновь в студень.

Такой процесс называется тиксотропией.

Выполнение на практике сформулированных общих требований к буровому раствору является необходимым, но не достаточным условием для достижения высоких показателей работы породоразрушающего инструмента и наилучших показателей бурения. Надо выполнять также общие требования к основным показателям бурового раствора.

.4 Крепление скважин обсадными трубам

После окончания бурения, производят тщательную промывку скважины для спуска инклинометра и каротажного прибора. Но до этого, перед окончанием бурения скважины, обсадные трубы, предназначенные для спуска в скважину, заблаговременно, после соответствующей проверки и опрессовки на трубной базе должны быть доставлены на буровую. На буровой трубы должны быть повторно подвергнуты тщательному наружному осмотру и проверке жестким шаблоном установленного размера. Отобранные для спуска в скважину трубы укладываются на приемном мосту, замеряются и в порядке последовательности спускаются в скважину.