Полная версия

Главная arrow Строительство

  • Увеличить шрифт
  • Уменьшить шрифт


<<   СОДЕРЖАНИЕ ПОСМОТРЕТЬ ОРИГИНАЛ   >>

Забуривание бокового ствола скважины из обсаженной скважины

Направленное забуривание дополнительных стволов из обсаженных скважин - наиболее эффективное средство увеличения производительности малодебитных скважин за счет вскрытия пропущенных продуктивных объектов или для повышения продуктивности скважины, пробуренной в слабопроницаемых пластах. Ствол из обсаженной скважины забуривают по трем схемам [4, 11]:

  • • с использованием стационарного клинового отклонителя через щелевидное окно в обсадной колонне;
  • • с применением стационарного или съемного отклонителя в интервале вырезанного участка обсадной колонны;
  • • с помощью турбинных отклонителей в интервале вырезанного участка обсадной колонны.

Сооружение бокового ствола (БС) осуществляется по трём технологическим схемам:

  • • бурение БС после подъема верхней части эксплуатационной колонны;
  • • углубление скважины ниже башмака эксплуатационной колонны;
  • • забуривание БС из эксплуатационной колонны.
Райбер РЦН конструкции АзНИПИ-нефти

Рис. 5.18. Райбер РЦН конструкции АзНИПИ-нефти: 1 - верхний райбер; 2 - переводник; 3 - нижний райбер

Каждая технологическая схема предусматривает проведение определённого комплекса технологических операций в скважине. Перечень операций подробно изложен в работе [4].

Преимущества технологии забуривания БС с клина-отклонителя через боковое окно в обсадной колонне:

  • • высокая точность забуривания БС, так как при ориентировании и установке клина- отклонителя бурильная колонна не скручена, что имеет место при забуривании БС с помощью забойного двигателя-отклонителя;
  • • относительная простота технологии вырезания бокового окна с помощью специального инструмента - фрез-райберов (рис. 5.18).

К недостатками данного способа можно отнести:

• необходимость дополнительных технологических операций, связанных с установкой клина-отклонителя;

  • • вероятность смещения клина-отклонителя в осевом или окружном направлении на любой стадии строительства БС;
  • • сложная подготовка скважины к спуску клина-отклонителя и высокие требования к состоянию обсадной колонны в интервале его спуска и установки;
  • • формирование резкого перегиба ствола в интервале забуривания БС.

Преимуществами технологии забуривания БС с зарезного цементного моста в интервале вырезанной обсадной колонны являются:

  • • требования к состоянию эксплуатационной колонны в части её проходного диаметра значительно ниже, чем при использовании клина- отклонителя;
  • • из вырезанного участка обсадной колонны можно пробурить несколько БС или повторить бурение в другом направлении в случае неудачи при бурении первого БС;
  • • исключаются осложнения, связанные с прохождением бурильных и обсадных колонн через «окно».

К недостаткам способа забуривания БС с зарезного цементного моста можно отнести: большие затраты времени на вырезание окна, длина которого может составлять 5-8 м и более, и сложную технологию забуривания БС с помощью забойного двигателя-отклонителя на больших глубинах.

В обсаженной скважине дополнительный ствол забуривают через щелевидный вырез (рис. 5.19) или интервал сплошного вырезанного участка в обсадной колонне (рис. 5.20).

Форма бокового окна, вырезанного фрез- райбером (а) и фрезерным станком (б)

Рис. 5.19. Форма бокового окна, вырезанного фрез- райбером (а) и фрезерным станком (б)

Вырезание бокового окна в обсадной колонне производится при помощи фрез-райберов различной конструкции в сочетании с клином- отклонителем.

Клин-отклонитель ОКС (рис. 5.21) состоит из корпуса с направляющей поверхностью 1, узла фиксации, выполненного в виде плат код ержате- ля и выдвижной плашки 2, удерживаемой в транспортном положении срезным болтом 3. В нижней части плашкодержателя установлен на резьбе съёмный башмак 4. Комплексный фрез-райбер крепится к корпусу со стороны направляющей поверхности 1 с помощью двух срезных болтов 5, через отверстия в корпусе ложка клина 6.

Вырез в обсадной колонне для забуривания БС

Рис. 5.20. Вырез в обсадной колонне для забуривания БС: 1 - обсадная колонна; 2 - цементный камень; 3 - интервал выреза обсадной колонны

Схема сборки клина-отклонителя типа ОКС с фрез-райбером КФРМ

Рис. 5.21. Схема сборки клина-отклонителя типа ОКС с фрез-райбером КФРМ

Клин-отклонитель поставляется в транспортном положении. Для удобства монтажа в направляющей поверхности 1 корпуса выполнено сквозное отверстие 7 для размещения в нём стального стержня 8, который необходим для установки устройства на роторе буровой установки для присоединения фрез-райбера 9 перед спуском клин-отклонителя в скважину.

При установке клина-отклонителя на искусственный забой 11 (рис. 5.22) за счёт веса бурильной колонны срезается установочный болт 3. Направляющая, перемещаясь относительно плашкодержателя, выдвигает плашку 2, которая врезается в стенку обсадной трубы 10. Плашка 2 имеет особую форму (рис. 5.22), которая обеспечивает внедрение её рёбер в стенку обсадной трубы в радиальном направлении, что не требует предварительной подготовки места фиксации клина-отклонителя. При этом корпус прижимается к диаметрально противоположной стенке обсадной трубы на величину радиального зазора. При дальнейшем нагружении бурильной колонны срезаются транспортировочные болты 5 и бурильная колонна освобождается от клина-отклонителя.

Процесс формирования бокового окна в обсадной колонне начинают выше клина-отклонителя. Прорезание обсадной трубы производят с «навеса», т. е. с поддержания на инструменте нулевой осевой нагрузки, после чего нагрузку на фрез-райбер увеличивают до номинального значения. При резком снижении скорости производят многократную проработку профрезерованного интервала обсадной трубы. В нижней части рабочей поверхности клина-отклонителя нагрузку на фрез-райбер снижают до минимального значения.

Перед спуском проводится оценка возможности свободного прохождения клина-отклонителя к месту его установки с помощью печати, а затем специального шаблона, имеющего следующие размеры:

где Dn - диаметр печати, мм; Z)BH - внутренний диаметр обсадной колонны, мм; Дп - диаметр шаблона, мм; D0 - максимальный диаметр клина- отклонителя, мм; ?ш, L0 - длина шаблона и клина-отклонителя соответственно, м.

После шаблонирования обсадной колонны собирается КНБК с клином- отклонителем и ориентирующим устройством. Обязательно проверяется работоспособность канала связи ориентирующего устройства. Производится спуск клина-отклонителя с телеметрической системой или ориентирующим устройством (в вертикальном стволе с гироскопом) до заданной глубины и установка клина на текущий забой скважины. Спуск компоновки на стальных бурильных трубах ведётся со скоростью не более 0,2 м/с с замером длины бурильной колонны. Клин-отклонитель устанавливается с ориентацией ложка в направлении фактического азимута искривления ствола скважины на участке зарезки, в пределах ±30°.

Схема установки клина-отклонителя типа ОКС в скважине

Рис. 5.22. Схема установки клина-отклонителя типа ОКС в скважине: а - транспортное положение; б - положение клина в начальный момент прорезания окна

При проведении работ в неосложнённых условиях вырезание бокового окна может производиться КНБК без гидравлического ясса.

При ориентировании клин-отклонитель устанавливают в требуемое положение вращением по часовой стрелке бурильной колонны ротором буровой установки с последующим расхаживанием бурильной колонны на длину ведущей штанги (квадрата) 3-4 раза.

При заданных размерах клина-отклонителя длина «окна» определяется по формуле

где D0 - диаметр клина-отклонителя, м; (3 - угол скоса ложка клина- отклонителя, град.

С учётом технологических размеров фрезер-райбера длина «окна» определяется по формуле

где DBH - внутренний диаметр обсадной колонны, м; Dmm, Dmax - минимальный и максимальный диаметр фрез-райбера соответственно, м; h - высота цилиндрической части фрез-райбера, м.

При применении клина-отклонителя следует учитывать, что при уменьшении угла скоса клина с 2,5 до 1,5° максимальная длина «окна» увеличивается в 1,5 раза.

В зависимости от назначения фрез-райбер может быть выполнен в виде усечённого конуса, цилиндра, быть арбузообразным или иметь различные сочетания указанных рабочих поверхностей. Режущую часть фрез- райбера армируют твёрдым сплавом. Фрез-райберы бывают профильные, которые предназначены для реализации поэтапной технологии формирования «окна» в обсадной колонне, и универсальные, с помощью которых образование «окна» полного профиля производится за один рейс.

Полный комплект для выполнения поэтапного прорезания обсадной колонны включает следующие профильные фрез-райберы (рис. 5.23):

  • • стартовый, или зарезной, - предназначен для начального прорезания обсадной колонны;
  • • оконный, или проходной, - предназначен для вырезания «окна» полного профиля;
  • • арбузообразный, или калибрующий, - предназначен для расширения и калибрования «окна».

Типовой режим вырезания бокового «окна» стартовым фрез- райбером: осевая нагрузка - 10-30 кН (максимум - 45 кН), частота вращения ротора - 60-90 мин . Работы по вырезанию «окна» в колонне фрез- райберами продолжаются на длину клина с углублением в горную породу по возможности ниже «окна» на 5-8 м. В случае «провала», т. е. резкого рывка КНБК вдоль эксплуатационной колонны, после вырезания «окна» производится крепление приствольной зоны скважины путём установки цементного моста в интервале размещения клина-отклонителя.

Комплект фрез-райберов КФР

Рис. 5.23. Комплект фрез-райберов КФР:

1 - зарезной; 2 - проходной; 3 - калибрующий

Техническая характеристика оборудования для зарезания «окна» в обсадной колонне представлена в табл. 5.2, 5.3 и 5.4 [11].

Техническая характеристика комплекта фрез-райберов КФР

Таблица 5.2

Характеристики

КФР- 12 ТИН

КФР-

124.ИН

КФР-

142.ИН

КФР-

150.ИН

КФР-

190.ИН

КФР-

216.ИН

Диаметр эксплуатационной колонны, мм

140

146

168

178

219

245

Диаметр, мм

121

124

142

150

190

216

Рекомендуемая частота вращения, мин 1

70-100

70-100

70-100

70-100

70-100

70-100

Техническая характеристика клина-отклонителя типа ОКС

Таблица 5.3

Параметры

ОКС-115.ИН

ОКС-120.ИН

ОКС-135.ИН

Условный диаметр обсадной колонны, мм

140

146

168

Угол наклона отклоняющей поверхности, град

2

2

2

Диаметр клина-отклонителя, мм

ПО

114

127

Длина клина-отклонителя в сборе перед спуском в скважину, мм

5300

5680

6360

Длина клина-отклонителя, закреплённого на забое, мм

4850

5150

6000

Стрела прогиба, мм

6

8

10

Масса, кг

190

220

320

Таблица 5.4

Техническая характеристика комплексного фрез-райбера КФРМ

Параметры

КФРМ-

118.ИН

КФРМ- 121.ИН

КФРМ-

124.ИН

КФРМ- 142.ИН

КФРМ-

144.ИН

Диаметр эксплуатационной колонны, мм

140

140

146

168

168

Диаметр, мм

118

121

124

142

144

Рекомендуемая частота вращения, мин 1

70-100

70-100

70-100

70-100

70-100

Масса, кг

70

74

75

77

77

Стартовый фрез-райбер спускается в скважину вместе с клином- отклонителем до искусственного забоя. При разгрузке бурильной колонны срезаются шпильки, удерживающие плашки якоря клина-отклонителя. При смещении клина вниз плашки внедряются в обсадную трубу и фиксируют клин-отклонитель от поворота при дальнейшей разгрузке бурильной колонны срезается шпилька, соединяющая стартовый фрез-райбер с клином- отклонителем, после чего осуществляется прорезание бурильной трубы стартовым фрез-райбером на длину 0,5-0,6 м.

Вторым рейсом для формирования бокового «окна» полного профиля спускается компоновка, включающая проходной и калибрующий фрез- райберы, соединённые специальным валом.

С помощью комплексного фрез-райбера серии КФРМ и клина- отклонителя серии ОКС производится вырезание бокового окна за один рейс.

Вырезка бокового «окна» может производиться с помощью винтового забойного двигателя-отклонителя (ВЗД). При этом в состав КНБК включают вал-удлинитель, который устанавливают между ВЗД и комплексным фрез-райбером.

Для корректировки интервала установки клина-отклонителя в обсадной колонне предусмотрена возможность замены «башмака» клина на отрезок обсадной трубы необходимой длины.

Фрезерование бокового «окна» в обсадной колонне по типовой технологии осуществляется металлорежущим инструментом, включающим фрез- райбер и бурильную колонну. Из-за скручивания бурильной колонны при передаче крутящего момента трудно контролировать и обеспечивать точную вырезку «окна». В процессе вырезания бокового «окна» фрез-райбер по разным причинам может отклоняться от оси клина, что приводит к формированию выреза, ориентированного под углом к оси скважины (рис. 5.24).

При работе клиновых отклонителей наблюдается отклонение плоскости набора кривизны А. Чаще всего происходит отклонение влево от оси ложка клина на угол от 3 до 30°, а угол отклонения А выше в случае искривления в более твердых породах и особенно при вырезании «окна» в обсадной колонне. Существенно влияет на угол Д и соотношение диаметров фрезы-райбера или долота и основного ствола: если диаметр долота или фрезы-райбера максимально близок к диаметру ствола, из которого производится искривление, то угол отклонения Д будет меньше.

Схема формирования бокового «окна» в обсадной колонне с применением фрез-райбера (а) и фрезерного станка (б)

Рис. 5.24. Схема формирования бокового «окна» в обсадной колонне с применением фрез-райбера (а) и фрезерного станка (б)

При вырезании «окна» клинами-отклонителями условия работы бурового инструмента достаточно сложны, так как инструмент располагается между ложком клина и обсадной колонной (рис. 5.25). Со стороны и ложка и стенки скважины на инструмент оказывают влияние неуравновешенные поперечные и вертикальные силы, которые и приводят к отклонениям отбу- рочного набора, к зарезанию ложка клина и часто являются причиной аварийных ситуаций, в частности, могут вызывать разрушение бурового инструмента. При этом вследствие сил трения при вращении отбурочного набора его верхний конец накатывается на корпус ложка и ориентирует перекос коронки влево. Одновременно долото или фрез-райбер, находясь в контакте и с ложком, и стенкой скважины, испытывает действие встречных реакций Рк и Ри, действующих в плоскости торца коронки. Результирующая этих сил ,РОТ обеспечивает фрезерование обсадной колонны, что приводит также к смещению плоскости искривления влево на угол Д под действием силы FCII, вызванной работой боковых резцов долота или фрез-райбера.

Для снижения угла отклонения плоскости искривления Д можно рекомендовать смазывать ложок клина и поверхность отбурочного набора густой смазкой для снижения коэффициента трения.

Для точного вырезания бокового «окна» заданной формы разработана система Reentry Drilling System (RDS™)9 основанная на специальном внутрискважинном фрезерном станке, который позволяет вырезать в стенке обсадной трубы удлинённое полнопроходное «окно», симметричное оси обсадной колонны (рис. 5.26) [11].

Схема сил при забуривании пилот-скважины с использованием клинового отклонителя

Рис. 5.25. Схема сил при забуривании пилот-скважины с использованием клинового отклонителя: 1 - ложок клина; 2 - отбурочный набор; 3 - фрез-райбер или долото; 4 - направление забуривания

Скважинный фрезерный станок

Рис. 5.26. Скважинный фрезерный станок: а - схема станка; б - вид станка со стороны фрезы 2: 1 - корпус; 2 - фреза; 3 - якорный па- кер; 4 - фиксатор

Фреза 2 в данном устройстве установлена на наклонно расположенных в корпусе направляющих полозьях, что исключает её смещение в окружном направлении при вырезании «окна».

Фрезерный станок устанавливается между муфтами обсадной трубы на якорном пакере, который исключает поворот и смещение его корпуса в осевом направлении. Боковое «окно» полного профиля формируется за один рейс. Таким образом, данная конструкция решает задачу формирования бокового «окна» заданных размеров (см. рис. 5.19, б) точно в соответствии с направлением ориентирующего устройства, что имеет важное значение при строительстве многозабойных скважин. Правильная форма бокового «окна», полученного с помощью фрезерного станка, сводит к минимуму повреждения технологической оснастки хвостовика при его установке, сокращает сроки установки оснастки.

Рассмотрим пример применения технологии забуривания БС из вертикальной скважины через «окно» в обсадной колонне, представленный в работе А. В. Ярославцева и О. В. Шестакова (Бурение многоствольных скважин // Нефть. Газ. Новации. - 2011. -№ 12. - С. 33-37).

В статье приведен опыт бурения многоствольной скважины № 122 Шагиртского-Гажанского месторождения (Пермский край). Скважина обводнена и оснащена 168><7 эксплуатационной колонной. На данной скважине осуществлено бурение двух дополнительных стволов из пределов эксплуатационной колонны.

На рис. 5.27 дана схема конструкции скважины после сооружения двух дополнительных стволов.

Работы по строительству дополнительных боковых стволов включали следующие этапы:

  • 1. Подготовительные работы - шаблонирование скважины, геофизические исследования и установка ликвидационного 8 и опорного 7 мостов.
  • 2. Вырезание «окна» для забуривания нижнего БС. В скважину спускалась компоновка, включающая клин-отклонитель ОКС-132 (см. рис. 5.21 и 5.22) и фрез-райдер КФРМ-144 (см. табл. 5.3). После установки клина- отклонителя под действием осевой нагрузки 120 кН срезали транспортировочные болты и начинали процесс вырезания «окна», по окончании которого производился подъем фреза-райдера и спуск в скважину магнита для очистки забоя от металлической стружки. Клин-отклонитель 6 из скважины не поднимался, а впоследствии перекрывался хвостовиком и цементировался.
  • 3. Бурение первого бокового ствола. После вырезания «окна» в обсадной колонне первым спуском производили углубление ствола на 15 м прямой компоновкой для размещение телесистемы. При этом для улучшения качества ствола и успешного прохождения через окно инструмента компоновка включала фрез ФА-144. Дальнейшее бурение осуществлялось направленно по проектному профилю компоновкой, которая включала долото диаметром 144 мм, забойный двигатель ДВ-120 и немагнитные НУБТ с телесистемой.
  • 4. Крепление хвостовика первого бокового ствола выполняли по традиционной технологии.
Конструкция скважины № 122 Шагиртско-Гожанского месторождения

Рис. 5.27. Конструкция скважины № 122 Шагиртско-Гожанского месторождения: 1 - подвеска хвостовика проходная; 2 - хвостовик; 3 - цементный камень; 4 - продуктивный пласт; 5 - воронка захода; 6 - клин-отклонитель цементируемый; 7 - опорный мост;

8 - ликвидационный мост

Особенностью строительства второго бокового ствола являлось применение полностью извлекаемой компоновки для вырезания «окна» компании Baker Hughes (клин-отклонитель со щелевидным вырезом в ложке для подъема из скважины специальным крюком), подвески хвостовика и приспособлений для беспрепятственного прохождения в боковые стволы после цементирования.

Цикл работ включал все вышеперечисленные этапы для случая бурения первого БС с включением ряда отличий, описанных ниже.

1. Расположение клина-отклонителя в скважине выбирали с учетом положения муфты обсадной колонны во избежание фрезерования «окна» длиной 4 м через муфту.

Подготовка скважины к вырезанию окна включала очистку стенок скважины и проработку места посадок с использованием компоновки, состоящей из полноразмерного торцевого фрез-райбера диаметром 150,5 мм, а также верхнего и нижнего полноразмерных фрез-райберов диаметром 150,5 мм.

2. Установка клина-отклонителя на верхнюю часть хвостовика первого БС. Низ компоновки клина-отклонителя состоял из элементов, указанных на рис. 5.28, выше которых последовательно расположены УБТ, механический яс, СБТ (1 шт.), компоновка телеметрической системы, УБТ и СБТ (до устья скважины).

Компоновка для вырезания «окна» в обсадной колонне наружным диаметром 168 мм

Рис. 5.28. Компоновка для вырезания «окна» в обсадной колонне наружным диаметром 168 мм

Перед спуском данной компоновки проводили тестирование инструментов телеметрической системы для забуривания второго БС на 180° относительно направления забуривания первого БС.

При спуске компоновки за 10 м до места установки воронки захода в нижний БС 5 (см. рис. 5.27) определяли вес инструмента при спуске и подъеме (с циркуляцией и без неё), что позволяло рассчитать необходимые величины дополнительной нагрузки или разгрузки инструмента. Далее, сняв замеры положения клина-отклонителя 5 с помощью датчиков телеметрической системы, ориентировали рабочую плоскость ложка клина-отклонителя 5 по требуемому азимуту направления зарезания «окна» и медленно опускали инструмент вниз до упора непроходного патрубка 12 на голову хвостовика нижнего БС 5 (рис. 5.27). Нагружая компоновку ориентировочно усилием 90 кН весом рабочей колонны, обеспечивали срез винтов механизма установки якоря 10 и приведение механизма фиксации клина-отклонителя 5 в рабочее положение. Для проверки того, что якорь 10 приведен в рабочее положение и закрепился, медленно тянули инструмент усилием не более 10-30 кН сверх собственного веса колонны. После этого срезали транспортный болт оконного фреза и переводили скважину на безглинистый буровой раствор ББР-ПМГ.

3. Вырезание «окна». После освобождения компоновки с фрезами от клина-отклонителя 5 медленно опускали КНБК вниз до упора фрезы в обсадную колонну и начинали вращение ротора с соблюдением параметров, приведенных в табл. 5.5.

Таблица 5.5

Параметры режима вырезания «окна» для БС

Интервал бурения, м

Осевая нагрузка, кН

Частота

вращения, мин 1

Подача бурового раствора, л/с

Примечание

0-0,3 0,3-1,2 1,2-ЗД 2,1-4,3

  • 0,5-2,0
  • 2.0- 4,0 1,5-3,0
  • 1.0- 2,0
  • 60-90
  • 90-130
  • 90-130
  • 90-130

10,6-15,9

Периодическая закачка вязкого бурового раствора

Для лучшего удаления металлических стружек во время фрезерования производили периодическое повышение вязкости бурового раствора путем закачивания в систему порций вязкого раствора.

Зарезание БС продолжали до тех пор, пока верхний арбузный фрез- райбер не вышел в открытый ствол скважины на интервал 6 м для достаточного выхода буровой компоновки за пределы основного ствола.

  • 4. Бурение второго БС осуществляли по традиционной технологии. В компоновку были включены следующие элементы: долото диаметром 144 мм, забойный двигатель ДВ-120, УБТ-105 (8 м), трубы ПН-89*9,35 мм.
  • 5. После окончания бурения второго БС, проведения каротажа приступали к заключительному этапу - извлечению клина-отклонителя, спуску хвостовика и цементированию.

Извлечение клина-отклонителя осуществляли в следующем порядке. Собирали компоновку в составе: крюк для захвата клина-отклонителя 5 с гидромониторными насадками, ориентационный переводник, УБТ и СБТ

  • (до устья). После тестирования системы телеметрии для ориентирования спускали в скважину компоновку, а затем систему ориентирования. После совмещения крюка с пазом клина-отклонителя и его захвата крюком начинали медленный подъем с получением затяжки (ориентировочно 300 кН) на инструменте для срыва якоря 10 (см. рис. 5.28) и извлекали компоновку клина-отклонителя 5 из скважины.
  • 6. Далее опускали хвостовик и его цементировали.

Рассмотрим пример применения технологии забуривания БС из горизонтального участка скважины через «окно» в обсадной колонне из работы И. В. Шокарева, Е. Н. Власовца и др. (Строительство рекордной многоствольной скважины с большим отходом от вертикали на месторождении ОАО «НОВАТЭК» в акватории Тазовской губы // Нефть. Газ. Новации. - 2011. - №12. - С. 25-36).

В статье приведен опыт бурения многоствольной скважины берега залива под акваторию Тазовской губы (Юрхаровское НГКМ, полуостров Ямал) с отходом от вертикали на 6 390 м.

Для бурения данной скважины использована модернизированная буровая установка F-500 повышенной мощности и грузоподъемности. Грузоподъемность установки повышена до 5 000 кН и запас прочности для бурения скважин до 8 000 м.

Таблица 5.6

Параметры многоствольной вертикально-горизонтальной скважины (акватория Тазовской губы, Юрхаровское НГКМ, полуостров Ямал)

Комментарии

Глубина по стволу, м

Зенитный

угол,

град

Азимут,

град

Вертикаль, м

Отход,

м

Интенсивность искривления, град/30 м

Устье скважины

0

0

-

0

0

0

Обсадная колонна 530 мм

90

0

-

90

0

0

Обсадная колонна 426 мм

550

0

-

550

0

0

Начало набора зенитного угла

900

0

-

900

0

0

Обсадная колонна 340 мм

1362

23

16,33

1350

91,56

1,49

Стабилизация зенитного угла

2397,3

74,25

16,33

2014,35

839,21

1,5

Продолжение набора зенитного угла

5475,3

74,25

16,33

2849,91

3801,68

0

Обсадная колонна 245 мм

5608,5

83,13

16,33

2876

3932,12

2,0

Т1 - кровля

5666,1

87

16,33

2881

3990

2,0

Т2

5967

90

16,33

2883

4290,36

0,04

ТЗ (забой)

6266,7

91,15

16,33

2880

4590,06

0,11

Таблица 5.7

Параметры дополнительного ствола вертикально-горизонтальной скважины (акватория Тазовской губы, Юрхаровское НГКМ, полуостров Ямал)

Комментарии

Глубина по стволу, м

Зенитный угол, град

Азимут,

град

Вертикаль, м

Отход, м

Интенсивность искривления, град/30 м

Верх «окна»

5490

74,841

16,468

2830,58

3821,71

5493,7

76,119

17,57

2831,2

3825,29

4,5

5500,7

76,844

18,194

2832,84

3832,1

1,35

Т2

5566,63

85,411

18,211

2843,0

3897,16

1,3

5614,18

86,5

22,851

2846,36

3944,51

1,0

5677,01

88,383

28,852

2849,16

4005,8

1,0

Забой

6132,0

88,383

28,852

2862,0

4452,2

0

В табл. 5.6, 5.7 приведены параметры скважины № 367 и дополнительного ствола, а на рис. 5.29 дана схема проектной траектории данной скважины.

Проектная траектория скважины № 367 (основной и боковой стволы)

Рис. 5.29. Проектная траектория скважины № 367 (основной и боковой стволы)

Горизонтальный ствол бурился с применением роторной управляемой системы.

После бурения горизонтального ствола до интервала отхода 6 390 м этот участок скважины закреплен хвостовиком диаметром 168,3 мм, который установлен в колонне 244,5 мм, из которой и был забурен второй горизонтальный ствол (см. рис. 5.29). Выполнение работ разделяется на три этапа:

  • • вырезка «окна» в обсадной колонне 244,5 мм клином-отклонителем без установки цементной пробки;
  • • бурение бокового ствола диаметром 215,9 мм;
  • • спуск и установка хвостовика диаметром 168,3 мм.

После проведения определения мест муфт обсадной колонны с помощью локатора муфт в скважину была спущена специальная компоновка, состоящая из якоря, клина-отклонителя, фрезы-райдера и телесистемы. «Окно» в обсадной колонне было успешно вырезано на глубине 5 430 м (зенитный угол на данном интервале - 74,8°) в нужном направлении с под- буриванием интервала длиной 5 м.

Вырезающее устройство типа УВУ

Рис. 5.30. Вырезающее устройство типа УВУ: 1- поршень; 2 - толкатель; 3- резец

Далее с помощью КНБК с гидродвигателем произведено бурение интервала длиной 75 м с набором проектных параметров кривизны с интенсивностью 3,5-4 град/30 м. Бурение бокового ствола до проектной глубины в 6 501 м производилось КНБК, применявшейся при бурении основного ствола.

После выполнения операции забуривания бокового ствола клин-отклонитель был поднят из скважины специальным крюком-ловителем.

Вырезающие устройства предназначены для вырезания по всему сечению участков обсадных колонн с целью забуривания БС (см. рис. 5.20) [11].

Первые отечественные образцы вырезающих устройств разработаны конструкторами ВНИИБТ.

Вырезающее устройство включает следующие основные узлы: подпружиненный поршень 1 с толкателем 2 для выдвижения резцов 3 (рис. 5.30).

В рабочее положение вырезающее устройство приводится за счёт перепада давления промывочной жидкости над поршневыми полостями корпуса устройства. Под действием давления промывочной жидкости поршень 1, сжимая пружину, смещается вниз, выдвигая при этом толкателем 2 резцы 3 в радиальном направлении. После прорезания обсадной трубы резцы 3 занимают рабочее положение и фиксируются толкателем 2, который при этом располагается между резцами 3. При данном положении резцов 3 производится фрезерование обсадной трубы вращением компоновки с вырезающим устройством.

После завершения формирования «окна» в обсадной колонне подача промывочной жидкости прекращается. Под действием пружины поршень 1 с толкателем 2 смещается вверх, освобождая при этом резцы 3, которые занимают транспортное положение. В том случае, если усилия возвратной пружины окажется недостаточно для перемещения поршня 1, то за счёт натяжения бурильной колонны раскрывается защёлка, фиксирующая части корпуса вырезающего устройства. Верхняя часть корпуса вместе с поршнем 1 и толкателем 2 смещается вверх относительной нижней части с резцами 3. При этом все перечисленные элементы конструкции получают возможность вернуться в исходное транспортное положение.

Работа по вырезанию «окна» в обсадной колонне с помощью вырезающего устройства УВУ осуществляется следующим образом.

Перед спуском в скважину проверяется надежность раскрытия и закрытия резцов 3 вырезающего устройства путем прокачивания через него промывочной жидкости в количестве 10-12 л/с. При этом перепад давления на устройстве должен быть в пределах 20-40 МПа. При прокачивании промывочной жидкости резцы 3 должны выдвигаться из корпуса, а после прекращения циркуляции занимать транспортное положение.

В зависимости от диаметра обсадной колонны выбирается бурильный инструмент диаметром 73 мм или 89 мм и УБТ диаметром 95 мм или 108 мм длиной не менее 30-40 м.

Компоновка, включающая вырезающее устройство и УБТ, спускается до начала интервала вырезания «окна» в обсадной колонне. По окончании спуска бурильного инструмента по реперу производится привязка вырезающего устройства относительно муфтовых соединений обсадной колонны геофизическими методами. После спуска вырезающего устройства на проектную глубину, ниже муфтового соединения на 0,5-1,0 м, путем вращения вырезающего устройства с частотой 30-60 мин-1 прорезается стенка обсадной трубы.

Прорезание стенки обсадной трубы фиксируется по снижению перепада давления на 1,0-1,5 МПа, что характеризует полное раскрытие резцов вырезающего устройства. Через 15-20 мин создаётся осевая нагрузка на вырезающее устройство от 5 до 10 кН и постепенно увеличивается количество прокачиваемой жидкости до 14-16 л/с. Через каждые 0,5-1,0 м фрезерования производится профилактическая промывка скважины.

Для предупреждения осложнений, связанных с накоплением стальной стружки в скважине, рекомендуется устанавливать магниты на выходе бурового раствора, а также прокачивать вязкие пачки раствора через каждые 3,0-4,5 м фрезерования обсадной колонны. Для этого останавливают процесс фрезерования и закачивают на забой пачку раствора вязкостью 70-80 сП при подаче около 8 л/с.

При фрезеровании участка обсадной колонны в скважине с большим углом наклона перед прокачкой высоковязкой пачки промывочной жидкости рекомендуется закачать пачку с низкой вязкостью. Минимальная скорость бурового раствора в кольцевом пространстве должна быть 0,65- 0,70 м/с.

Процесс фрезерования обсадной колонны продолжается до проектной глубины или полного срабатывания резцов вырезающего устройства, которое сопровождается резким уменьшением механической скорости фрезерования.

При фрезеровании колонн из сталей высоких групп прочности подбирается повышенная частота вращения и пониженная нагрузка на вырезающее устройство, а вот фрезерование обсадной колонны из сталей Р- 10 и А-80 целесообразно осуществлять с пониженной частотой вращения и пониженной нагрузкой на вырезающее устройство.

Перед подъемом бурильного инструмента скважина промывается с производительностью насоса 14-16 л/с.

Для продолжения работы необходимо заменить резцы и произвести спуск вырезающего устройства в скважину, проработать пройденный интервал и продолжить фрезерование. После завершения технологического этапа вырезания участка обсадной колонны скважина промывается и производится подъем вырезающего устройства. В интервале вырезанного участка эксплуатационной колонны ствол скважины может быть расширен с помощью раздвижного расширителя.

Основные технические характеристики вырезающих устройств типа УВУ и УВГ конструкции ВНИИБТ приведены в табл. 5.8 и 5.9 [11].

Устройства вырезающие гидравлические (УВГ) производства ОАО НПП «Бурсервис» (см. рис. 5.31) представляют собой гидравлическое устройство, в котором режущие лопасти выдвигаются в рабочее положение за счет давления промывочной жидкости, а полное раскрытие лопастей фиксируется падением давления на манометре напорной линии манифольда. Устройство поставляется с обратным клапаном для предотвращения за- шламовывания механизма при остановке циркуляции и комплектом центраторов для различных толщин стенок обсадных труб. Режущие лопасти заменяются в условиях буровой [11].

Вырезание части обсадной колонны по всему сечению производят между муфтами обсадной трубы, как правило, на расстоянии не менее 1 м от верхней и нижней муфты.

Таблица 5.8

Техническая характеристика вырезающих устройств типа УВУ (ВНИИБТ)

Показатели

Шифр вырезающего устройства

УВ-114

УВУ-168

УВУ-178

УВУ-219

Диаметр вырезаемой обсадной колонны, мм

  • 140,
  • 146

168

178

219

Диаметр корпуса, мм

114

138

148

190

Диаметр по раскрытым резцам, мм

175

212

220

265

Количество резцов, шт.

5

5

5

5

Длина, мм

1955

1916

1916

1916

Масса, кг

125

166

172

212

Расход промывочной жидкости, л/с

10-16

10-16

10-16

10-16

Частота вращения, мин 1

30-75

40-70

40-70

30-60

Максимальная осевая нагрузка на резцы, кН

40

40

40

40

Механическая скорость фрезерования, м/ч

0,5-1,0

0,5-1,0

0,5-1,0

0,3-0,7

Таблица 5.9

Основные параметры вырезающего устройства типа УВГ

Обозначение

Диаметр корпуса, мм

Диаметр вырезаемой колонны, мм

УВГ-92/114

92

114

УВГ-114/146

114

146

УВГ-140/168

140

168

В целях предупреждения осложнений, связанных с прохождением бурильной колонны через вырезанный участок обсадной колонны, забуривание БС начинают на 1 м ниже верхней границы «окна». По этой же причине забуривание БС должно быть закончено на 1 м выше нижней границы «окна».

Вырезающее устройство УВГ

Рис. 5.31. Вырезающее устройство УВГ

Забуривание БС считается законченным, если долото в указанном интервале «окна» вышло за габариты обсадной колонны. В некоторых случаях, например, при некачественном цементном камне за обсадной колонной, условием завершения забуривания БС считается выход долота за пределы старого ствола скважины.

Длина интервала забуривания БС для типовой эксплуатационной колонны составляет примерно 6 м.

Максимальная и минимальная величина радиуса кривизны интервала забуривания БС для обеспечения смещения зарезного долота в поперечном направлении определяются по выражениям [11]:

где L - длина интервала забуривания БС, м; D - диаметр долота, м; DK - диаметр обсадной колонны, м; К - коэффициент кавернозности старого ствола; ?>д - диаметр долота, которым был пробурен старый ствол, м.

Наиболее перспективно забуривание дополнительных стволов в интервалах сплошного выреза обсадной колонны с помощью турбинных отклонителей.

Схема забуривания БС через вырез в обсадной колонне

Рис. 5.32. Схема забуривания БС через вырез в обсадной колонне

Пример такой компоновки дан на рис. 5.32.

Для этой цели могут быть использованы отклонители, разработанные на базе турбобуров малого диаметра. Отклонитель ОТ2Ш-127 имеет два искривления корпуса (2° и 1°), отклонитель ОТ-127 имеет переводник с углом перекоса 2,16°. При этом важно то, что отклонитель ОТ2Ш-127 обладает большей мощностью в сравнении с отклонителм ОТ-127, однако ввиду большого перепада давления для привода турбины отклонители ОТ2Ш-127 рекомендуется использовать при наличии соответствующей гидравлической мощности.

Технология забуривания дополнительного ствола с помощью турбинных отклонителей через сплошной вырез в обсадной колонне не имеет особых отличий от технологии искривления с цементного моста в открытом стволе (п. 5.5.2). Основным отличием является ограниченность интервала забуривания БС из-за размеров выреза, который может составлять 4-8 м.

Размер выреза определяется уровнем сложности забуривания БС, который прежде всего зависит от соотношения твердости цементного камня и горной породы.

После выреза участка обсадной колонны интервал промывают для удаления металлических стружек и цементируют с таким расчетом, чтобы верхняя отметка цементного камня была выше верхней части выреза на 10-15 м, затем цементный стакан разбуривают до верхней части выреза.

Учитывая необходимость контроля процесса забуривания БС по шламу, буровой раствор полностью заменяют или тщательно очищают. Для забуривания в интервале выреза опускают отклоняющую компоновку и ориентируют в проектном направлении одним из известных способов.

В начале забуривания нагрузку на долото выдерживают в пределах 5 кН. Для повторного фрезерования стенки скважины инструмент периодически отрывают от забоя на 0,2-0,5 м в зависимости от твердости цементного камня и горной породы и вновь подают на забой скважины. В ходе забуривания осевую нагрузку постепенно увеличивают и доводят до проектной после отхода БС от основного ствола.

Успешность забуривания контролируется периодическим отбором шлама и его анализом по составу. Считается, что долото полностью вошло в породу, когда в шламе не будет цементной фракции. После углубления скважины в породу на 8-10 м отклонитель поднимают и замеряют зенитный и азимутальный углы.

Забуривание считается законченным, если дополнительный ствол получил проектное направление. В случае неудачного забуривания ствола и невозможности исправить направление в том же интервале устанавливают цементный мост и забуривание повторяют.

Минимальная длина вырезанного участка обсадной колонны определяется в первую очередь длиной интервала забуривания (см. рис. 5.32). С учетом увеличения интервала забуривания для условий желобообразо- вания величину выреза рекомендуется рассчитывать по формуле [4]:

где Н - расчетный интервал забуривания, м; к - коэффициент запаса интервала забуривания = 1,1); Д - диаметр замка бурильной колонны, м; 0 - зенитный угол выхода ствола скважины в интервале забуривания, град.

Угол выхода долота из скважины, равный зенитному углу дополнительного ствола, определяется выражением

где Д - диаметр долота, м; R - радиус кривизны ствола скважины, м.

Радиус R определяется по формуле

где /ь /2-длины нижней и средней секций отклонителя соответственно, м; а - угол перекоса осей первой и второй секций, град; р - угол перекоса за счет зазора между долотом и корпусом отклонителя, град.

Угол перекоса определяется по формуле

Длину первой секции от забоя рассчитывают исходя из вписываемо- сти компоновки в геометрические размеры ствола в интервале забуривания

где Dc - условный диаметр скважины, м; dBH- внутренний диаметр обсадной колонны, м; оц и 012 - углы перекоса осей переводников отклонителя, рад.

В случае применения отклонителя с одним углом перекоса

Диаметр скважины при забуривании в мягких породах принимают равным наружному диаметру обсадной колонны, а при забуривании в твердых породах - диаметру скважины до спуска обсадной колонны. Длину второй секции выбирают из условия минимального значения радиуса искривления и ограничивают длиной 1 700-3 000 м.

Интервал забуривания определяют по формулам:

• для отклонителя с двумя искривлениями корпуса

где 0 - зенитный угол выхода дополнительного ствола из основного, рад;

• для отклонителя с одним искривлением корпуса (кривым переводником)

В табл. 5.10 приведены результаты забуривания БС с использованием отклонителей ОТ2Ш-127 [4]. Следует отметить, что интервал забуривания может увеличиваться при существенной разнице в твердости горной породы и цементного камня. В этом случае следует расчетную величину интервала забуривания увеличивать примерно на величину соотношения твердости горной породы и цементного камня. В этом случае соответственно и длина выреза обсадной колонны увеличится на искомую величину.

Данные по забуриванию БС

Таблица 5.10

Организация

Г дубина забуривания, м

Породы в интервале забуривания

Зенитный угол скважины, град - мин

Интервал забуривания, м

Длина участка вырезания обсадной колонны, м

Краснодарнефтегаз

90

Песчаноглинистые

1-00

4,5

11,0

16

Г линистые

2-00

5,0

6,0

732

Песчаноглинистые

0-30

5,2

6,0

421

То же

1-30

5,6

6,9

Азнефть

1393

Песчаноглинистые

1-30

4,5

6,0

1434

То же

1-00

4,3

5,5

1437

То же

0-30

4,7

6,5

1496

То же

1-30

5,0

6,0

Для повышения КИН из скважин, пробуренных на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами, могут применяться боковые радиальные стволы для увеличения охвата пласта вокруг таких скважин. Для реализации данного метода может успешно применяться бурение колтю- бингом. В данном случае особенно очевидны преимущества при вскрытии продуктивных горизонтов с отрицательным дифференциальным давлением [10].

Проведение работ по бурению колтюбингом требует наличия технических средств, позволяющих в режиме реального времени контролировать и управлять параметрами траектории ствола скважины, отслеживать и передавать на поверхность данные о забойных условиях работы КНБК. В качестве таковой системы может применяться телеметрическая система «Надир» (см. гл. 3).

В практике бурения эксплуатационных скважин есть опыт использования колтюбинга для бурения радиальных стволов на Мармовичском месторождении.

В данном случае была реализована следующая схема бурения двух боковых стволов:

  • • в эксплуатационной колонне устанавливали клиновой отклонитель, опираемый на мост, с последующим вырезанием щелевидного окна в интервале 2 768-2 770 м;
  • • осуществлялось бурение роторной компоновкой пилотного ствола на интервал, достаточный размещение КНБК на колтюбинге;
  • • бурение колтюбингом (компоновка - долото РОС диаметром 92 мм, ВЗД ДР-73 с углом перекоса шпинделя 1° 22') с помощью телесис- темы СНБ76М.

На интервале бурения боковых стволов набор кривизны составлял 3— 5 град /10 м при механической скорости 1—1,9 м/ч. Общая проходка колтюбингом с телесистемой СНБ двух боковых стволов составила 160 м и отклонении первого ствола от основного на 16 м, а второго - на 35 м, что позволило увеличить дебит скважины в два раза.

 
<<   СОДЕРЖАНИЕ ПОСМОТРЕТЬ ОРИГИНАЛ   >>