Технология строительства и заканчивания боковых стволов

Филиал  федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего  профессионального  образования "Уфимского  государственного нефтяного  технического университета"

в г. Октябрьском 
 
 

                                                                                                                           Кафедра: РРНГМ 
 

Реферат

по  дисциплине: «Контроль  технического состояния  скважин при КРС»

на тему: «Технология строительства и  заканчивания боковых стволов» 
 
 
 

               2011 г.

   Содержание

   Введение                                                                                                             3

   Выбор места для вскрытия «окна»                                                                  4

   Подготовка  скважины к спуску отклонителя                                                 5

   Спуск и крепление отклонителя в  колонне                                                    6

   Вскрытие  «окна» в колонне                                                                             7

   Турбобуры                                                                                                          8

   Режим бурения                                                                                                   9

   Промывочные жидкости                                                                                11

   Химическая  обработка и утяжеление бурового раствора                          12

   Специальные буровые растворы                                                                    13

   Разобщение  пластов                                                                                        15

   Цементирование  колонны                                                                              17

   Литература                                                                                                       19 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   Введение

   Зарезка и бурение бокового ствола – метод  восстановления скважин, которые известными способами отремонтировать технически не возможно или экономически нецелесообразно. Этот метод позволяет восстанавливать  скважины на тех участках, где по условиям и состоянию разработки пласта бурение новых скважин  сложно или нерентабельно.

   Основные  этапы работ по зарезке и бурению  второго ствола:

1. Обследование и выбор места в колонне для вскрытия «окна»;
2. Цементирование на соответствующей глубине и установка отклонителя;
3. Вскрытие «окна» в колонне;
4. Бурение второго ствола до требуемой глубины;
5. Осуществление комплекса электрометрических работ;
6. Спуск эксплуатационной колонны или «хвостовика» с последующим их цементированием и испытанием на герметичность;
7. Перфорация колоны против продуктивного горизонта и вызов притока нефти.

Выбор места для вскрытия «окна»

   При выборе глубины вскрытия «окна» в  колоне необходимо учитывать следующие  факторы: конструкцию скважины, угол искривления ствола, наличие цементного кольца за колонной, характер залегающих пород, наличие вышезалегающих водоносных горизонтов, техническое состояние  колонны. При наличии в скважине двух или нескольких колонн место  для вскрытия окна выбирают на такой  глубине, чтобы работы производились  в одной колонне. Практика показала, что окно следует вскрывать в  тех интервалах, выраженных глинистыми породами. В скважинах где окна вскрывались против слабосцементированных песков, песчаников. Наблюдались случаи размыва и осыпания пород, приводивших в обвалам, прихватам инструмента. Вскрытие окна против крепких и часто перемежающихся мягких и крепких пород приводит к тому что второй ствол зачастую не отходит от основного ствола и бурится рядом с ним. Такие скважины оказываются малопроизводительными вследствие нарушения ПЗП в процессе предыдущей эксплуатации скважины основным стволом.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Подготовка  скважины к спуску отклонителя

   Перед спуском отклонителя колонну  исследуют печатью, диаметр которого должен быть на 10мм меньше внутреннего  диаметра колонны, а затем направлением, чтобы установить возможность спуска отклонителем. После этого с помощью  локатора муфт или с помощью гидравлического  расширителя определяют местоположение двух или трех муфт обсадной колонны, между которыми предполагается вскрыть  окно.

   Принцип действия локатора муфт основан на том, что магнитные свойства тела трубы резко отличаются от магнитных  свойств на участке муфты. Поэтому  при прохождении прибора внутри муфтового соединения поля постоянных магнитов перераспределяются. В результате чего на выходе магнитного зонда появляется импульс э.д.с., записываемый на диаграмме в виде пики.

   Местонахождение муфт гидрорасширителем определяют следующим образом: гидрорасширитель спускают в скважину на бурильных  трубах и устанавливают его на 20-30м выше предполагаемого места  вскрытия окна. В колонну бурильных  труб закачивают жидкость, под давлением  которой резцы выходят из корпуса  расширителя и упираются во внутреннюю поверхность обсадной колонны. Не прекращая  закачки жидкости, гидрорасширитель осторожно опускают вниз. В месте  расположения муфты резцы гидрорасширителя упираются в стык обсадных труб, что отмечается на гидравлическом индикаторе массы.  Затем гидрорасширитель извлекают  из скважины и создают цементный  стакан в колонне с расчетом установки  отклонителя между муфтами.

   Если  место установки отклонителя  выбрано неправильно, то райбер в  процессе вскрытия окна может попасть  на муфтовое соединение, а это приведет к значительному удлинению времени  на зарезку, к нарушению колонны  и к другим осложнениям.

   Для совмещения работ по определению  местонахождения одного или нескольких муфтовых соединений эксплуатационной колонны и создания цементного стакана  под отклонитель применяют глубинный  механический фиксатор 1ФГМ-168. Он состоит  из корпуса, узлов центрирования  и патрубка с ловушкой.  

   Спуск и крепление отклонителя  в колонне

   Отклонитель – инструмент, предназначенный для  обеспечения необходимого отклонения райберов при вскрытии окна в колонне  и придающий начальное направление  буровому инструменту при бурении  второго ствола. Он представляет собой  плоский или желобообразный клин, спускаемый в скважину на бурильных трубах. Тип отклонителя выбирают с учетом диаметра колонны и ее состояния. Перед спуском отклонителя в скважину необходимо проверить его размеры и все основные узлы. Затем болтами соединяют спускной клин с направляющим клином. Отклонитель в собранном виде на бурильных трубах при небольшой скорости спускают в скважину, наблюдая за показаниями индикатора массы. При достижении отклонителем забоя скважины телескопическое устройство срабатывает, шпильки срезаются, а отклонитель, продолжая перемещаться вниз, закрепляется плашками в колонне. Затем резкой посадкой инструмента срезают болты, соединяющие отклонитель со спускным клином, и поднимают клин на поверхность.

   Направленный  спуск отклонителя. Одной из главных особенностей технологии проводки наклонно-направленных скважин роторным способом является точное ориентирование отклонителя в колонне по заданному направлению (азимуту). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   Вскрытие  «окна» в колонне

   Для вскрытия окна в колонне, через которое  в последующем предполагается бурить второй ствол, применяют комплект трех фрезеров-райберов типа ФРС. Рейберы имеют форму усеченного конуса с продольными зубьями, усиленными пластинами из твердого сплава, приваренными стержневым чугуном.

   В целях ускорения процесса вскрытия окна в колонне вместо комплекта  трех фрезеров - райберов типа ФРС применяют  комбинированный райбер, райбер - фрезер типа РПМ конструкции АзИНМАШа, универсальный  райбер типа РУ и другие, обеспечивающие за один рейс полное вскрытие окна в  колонне. Комбинированный райбер состоит  из трех секций соединенных между  собой. Секции имеют различный диаметр  и длины и по мере сработки могут  быть заменены новыми. Боковые поверхности  секций райбера армированы пластинками  из твердого сплава. Угол встречи зуба с колонной в момент резания составляет 10град. Колонна протирается не одновременно всей поверхностью райбера и бурильной  колонны. Торцевая часть райбера  также усилена пластинками из высокопрочного твердого сплава.

   Для циркуляции промывочной жидкости в  процессе вскрытия окна в секциях  имеются боковые отверстия, расположенные в шахматном порядке. Конструкция райбера – разборная.

   Окно  считается полностью вскрытым и  обработанным, когда третий райбер без вращения инструмента свободно проходит в него, при этом диаметр  райбера сохраняется в пределах не меньше 142мм.

   Вскрытие  окна необходимо производить , не превышая заданной осевой нагрузки. Значительные осевые нагрузки на райбер приводят к  преждевременному выходу его за колонну, и окно получается укороченным. Это  создает условия для возникновения  и концентрации переменных 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 месте, где конец оставшихся труб находится сразу же за окном, опасна тем, что в последующем 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 – необработанной стенки колонны, возвышающейся над  нижним окончанием среза отклоняющегося клина. Обработать эту выступающую  часть стенки райберами практически  невозможно, и в некоторых случаях  приходится вновь спускать отклонитель  и повторять работы по вскрытию нового окна.

   Во  избежание этого над райбером для создания жесткости устанавливают  утяжеленные бурильные трубы  соответствующих размеров.  

   Турбобуры

   Турбобур  – забойный гидравлический двигатель, предназначенный для бурения  вертикальных и наклонно – направленных скважин в различных геологических  условиях.

   На  практике широко распространены высокоэффективные  шпиндельные турбобуры: унифицированные  типа ЗТСШ1 и высокомоментные типа А.

   Шпиндельный турбобур состоит из турбинных и  одной шпиндельной секций. Верхним  переводником турбобур соединяется  с бурильными трубами, а к валу шпинделя через переводник вала присоединяется долото. Число турбинных секций определяется технологическими условиями бурения.

   Гидравлическую  нагрузку и массу вращающихся  деталей воспринимает расположенная  в шпиндельной секции непроточная, многорядная осевая опора. Вынесение  осевой опоры в отдельную секцию позволяет производить замену ее непосредственно на скважине без  разборки турбинных секций. Турбинные  и шпиндельные секции соединены  между собой посредством замковых резьб, а валы – посредством конусно-шлицевых муфт, а в турбобуре А6Ш валы соединены посредством муфт, имеющих  квадратное сечение.

   Эксплуатация  турбобуров.

1. Перед сборкой турбинные и шпиндельную секции необходимо тщательно осмотреть снаружи, обратив особое внимание на состояние присоединительных резьб, плотность соединения резьбовых торцов, отсутствие трещин и вмятин на корпусных деталях.
2. Собрать секции в турбобур и проверить: А)осевой люфт; Б)легкость и плавность запуска; В)герметичность резьбовых соединений.
3. Проверить плавность остановки вала при прекращении подачи           жидкости. Резкая остановка свидетельствует о значительном трении в опорах турбобура. Для приработки трущихся деталей произвести обкатку турбобура в течении 3-5мин.
4. Бурение скважины турбобуром начинать с минимальной осевой нагрузки на долото, затем ее постепенно увеличивать до максимальной, воспринимаемой турбобуром и обеспечивающей максимум механической скорости.
5. Установить сетку – фильтр для предохранения турбины от засорения при опробовании турбобура и в процессе дальнейшего бурения и промывки скважины.

   Режим бурения

   Режим бурения характеризуется следующими параметрами: осевой нагрузкой на долото; частотой вращения долота; расходом промывочной  жидкости и ее качеством; временем пребывания долота на забое.

   Различают оптимальный и специальный режимы бурения.

   Оптимальный режим устанавливают с учетом геологического разреза и максимального  использования имеющихся технических  средств для получения высоких количественных и качественных показателей при минимальной стоимости 1м проходки.

   Специальный режим устанавливают 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.

   Передавать  осевую нагрузку на долото за счет массы  нижней секции колонны бурильных  труб нерационально, так как в  этом случае секция будет подвергаться напряжением на сжатие, изгиб и  кручение. Это приводит к поломкам бурильной колонны и искривлению  ствола скважины. Поэтому в нижней части бурильной колонны устанавливают  утяжеленный низ. При бурении осевая нагрузка на долото не должна превышать 0,75 массы утяжеленного низа. Заданная нагрузка на долото контролируется гидравлическим индикатором массы.

   Осевая  нагрузка на долото в процессе забуривания  второго ствола должна быть равномерной  при скорости проходки 3-4 м/ч. При  выходе из окна следует постепенно увеличивать нагрузку на долото. Частота  вращения должна быть в пределах 40-60 об/мин. На таком режиме второй ствол  следует забуривать на длину не менее, чем 5-6 м. если в этом интервале долото работало нормально, бурение можно  вести на оптимальном режиме.

   Время пребывания долота на забое должно быть выбрано с таким расчетом, чтобы скорость углубления скважины была наибольшей. После спуска очередного долота при нагрузке 1,5-3 тс прорабатывают интервал 10-15 м от забоя. В течении нескольких минут поддерживают пониженную нагрузку для того чтобы опоры долота проработались, а затем увеличивают нагрузку до требуемой, согласно указаниям геолого-технического наряда, и поддерживают постоянной.

   Окончательно  осевую нагрузку на долото бурильщик  должен выбирать сам, добиваясь наибольшей механической скорости проходки.

   Быстрое и без осложнений углубление скважины возможно лишь при полном и своевременном  удалении выбуренной породы с забоя. В противном случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту.

   Успешное  бурение второго ствола до проектной  глубины и последующие работы во многом зависят от качества и  количества промывочной жидкости, подаваемой на забой, т.е. от скорости восходящего  потока в затрубном пространстве.  
 
 
 
 
 
 

   Промывочные жидкости

   В качестве промывочной жидкости при  бурении второго ствола применяют: буровые растворы; растворы, затворенные  на нефтяной основе; аэрированные растворы; пены и техническую воду, обработанную ПАВ.

   Буровой раствор должен обладать качествами, которые определяются следующими его  параметрами: плотностью, условной вязкостью, водоотдачей, толщиной глинистой корки, содержанием песка, статическим  напряжением сдвига, стабильностью, суточным отстоем и т.д.

   Буровой раствор приготавливают на скважине размешиванием в механических глиномешалках  комовой глины или глинобрекетов, а также централизованно на глинозаводах.  

   Существуют  три способа очистки промывочной  жидкости от выбуренной породы:

• Осаждение твердых частиц выбуренной породы под влиянием собственной массы из раствора в желобах и отстойноках циркуляционной системы;
• Очистка раствора механическими ситами;
• Сепарация раствора в аппаратах, принцип действия которых основан на использовании центробежной силы вращающегося потока бурового раствора.

   Химическая  обработка и утяжеление бурового раствора 

   Химическая  обработка бурового раствора обеспечивает получение раствора определенных качеств  согласно геолого-технического наряда. Обработка раствора способствует: снижению водоотдачи и уменьшению толщины  глинистой корки; получению минимального значения статистического напряжения сдвига; понижению вязкости; лучшему  закреплению неустойчивых пород; предотвращению потерь циркуляции или снижению ее; сохранению глинизирующей способности  раствора при разбуривании соленосных и гипсоносных толщ; утяжелению раствора и сохранению при этом его подвижности; противодействию влиянию высоких  температур; сохранению чистоты ствола скважины.

   При первичной обработке получают буровой  раствор с определенными заданными  параметрами. Повторная обработка  проводится в процессе бурения для  поддержания необходимых параметров бурового раствора, полученных при  первичной обработке.

   Утяжеление  бурового раствора. Для утяжеления раствора применяют тонкомолотые тяжелые  минералы плотностью 4,2-5,2 г/см^3: гематит, магнитит, барит, концентрат колошниковой пыли. При введении утяжелителя повышается вязкость бурового раствора, а после добавки воды уменьшается плотность, снижается вязкость и увеличивается водоотдача. Во избежание этого рекомендуется заранее смачивать утяжелитель водой или реагентом, а затем обрабатывать раствор реагентами, понижающими водоотдачу. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   Специальные буровые растворы

   Эмульсионные  растворы – химически обработанные буровые растворы, в водной дисперсионной  среде которых равномерно распределены капельки нефти. Содержание нефти доводится  до 10-30%. Благодаря применению эмульсионных растворов повышается проходка на долото и механическая скорость бурения, особенно в пластичных и вязких породах, облегчается  прокачивание раствора, значительно  уменьшается опасность прихватов  и затяжек инструмента.

   Растворы  на нефтяной основе готовятся из нефтепродуктов – дизельного топлива с содержанием  ароматических углеводородов не более 28%. Твердая фаза раствора –  окисленный битум с температурой размягчения 140-160С, структурообразователи  – окисленный парафин или окисленный битум и едкий натр.  Применяют  два вида растворов на нефтяной основе: раствор с дизельным дистиллятом  или дизельным топливом в качестве дисперсионной среды; раствор, приготовленный на основе дистиллятных нефтепродуктов.

   Борьба  с поглощением промывочной жидкости. Поглощения промывочной жидкости обычно наблюдаются при бурении второго  ствола в кавернозных и пористых породах, а также в сильно дренированных  продуктивных пластах. Борьба с поглощением  промывочной жидкости ведется:

• Снижением перепада давления между скважиной и пластом, поглощающим жидкость, или изменением параметров промывочной жидкости;
• Изоляцией пласта, поглощающего жидкость, от скважины закупоркой каналов поглощений спецматериалами, цементными раствора ми и пластами;
• Бурением без циркуляции промывочной жидкости.

   Основное  мероприятие по предотвращению поглощения промывочной жидкости заключается  в применении специальных буровых  растворов с минимально возможной  для данных условий плотностью, большой  вязкостью, прочной структурой и  минимальной водоотдачей.

   При слабых и средних поглощениях  буровой раствор должен иметь следующие параметры: минимальную плотность, условную вязкость от 80с и более, водоотдачу 5-6см^3 за 30мин.

   Для получения буровых растворов, обладающих перечисленными свойствами, используются различные реагенты:

1. Жидкое стекло – до 5% по массе от объема циркулирующего раствора;
2. Каустическая сода – до 4% по массе от объема циркулирующего раствора;
3. Известь – в количестве до требуемой вязкости бурового раствора;
4. Бурый уголь и каустическая сода, добавляемые в буровой раствор в виде УЩР, содержащего повышенной количество каустической соды;
5. Кератиновый клей, добавляемый для снижения плотности раствора и повышения вязкости;
6. Костный клей, добавляемый для повышения вязкости;
7. Различные инертные добавки, как, например, опилки и рисовая шелуха, мелкие обрезки резины и тканей, вводимые в буровой раствор через глиномешалку.

   При катастрофических поглощениях промывочной  жидкости необходимо применять быстросхватывающиеся тампонажные смеси, приготовленные на базе тампонажных цементов с введением  в воду для затворения определенного  количества ускорителей структурообразования растворов:

1. Быстрогустеющие глиноцементные смеси (БГС);
2. Быстросхватывающиеся смеси (БСС).

   Разобщение  пластов

   После окончания бурения второго ствола и проведения электрометрических работ  приступают к работам по разобщению пластов, сущность которых заключается  в креплении стенок скважины обсадными  трубами и последующем их цементировании для предохранения от обвалов  и разобщения пластов друг от друга.

   Работы, выполняемые для спуска эксплуатационной колонны или «хвостовика», подразделяются на четыре этапа: подготовка обсадных труб; подготовка бурового оборудования и инструмента; подготовка ствола скважины; спуск колонны.

   Подготовка  обсадных труб. Обсадные трубы, предназначенные  для спуска в скважину, необходимо заблаговременно предоставить на буровую  и внимательно осмотреть. Дефектные  трубы следует отбраковывать  при осмотре, а также в процессе свинчивания их при спуско – подъемных  операциях. Если при навинчивании ручным способом труба на 5-6 ниток не довинчивается, то ее необходимо заменить. Трубу также  заменяют, если она легко завинчивается  вручную до конца резьбы. Для замены отбракованных труб на скважине необходимо иметь запас труб.

   Доставленные  трубы укладывают на приемном мосту, каждую труюу необходимо пронумеровать  и замерить ее длину. Резьбу труб и муфт проверяют, тщательно очищают щеткой, промывают керосином и проверяют калибром. Одновременно с обсадными трубами на буровую доставляют элементы низа обсадной колонны, обеспечивающие ее успешный спуск и цементирование.

   Низ эксплуатационной колонны состоит  из башмачной направляющей пробки, башмака, башмачного патрубка, обратного  клапана, упорного кольца и скребков. Рекомендуется при разработке горизонта  с низким пластовым давлением  с целью предотвращения цементации пор и облегчения условий освоения скважины эксплуатационную колонну  спускать с готовым фильтром. В  этом случае конструкция низа эксплуатационной колонны должна состоять из башмачной  направляющей пробки, башмака, фильтра  необходимой длины, удлиненной воронкообразной  муфты с прямым клапаном, короткого  заливочного патрубка. Элстичной  брезентовой воронки. Обратного  клапана и упорного кольца.

   При спуске хвостовика» конструкция  низа аналогична описанной выше с  той лишь разницей, что при цементировании без использования заливочных пробок упорное кольцо не устанавливают  и последнюю обсадную трубу спускают с воронкой.

   Подготовка  бурового оборудования и инструмента. Перед спуском эксплуатационной колонны тщательно проверяют  подъемное оборудование и инструмент. Вышку осматривают, проверяя болтовые соединения в узлах, поясах, диагоналях. Вышка должна быть строго вертикальной, так как небольшой ее перекос вызовет большие затруднения при спуске колонны. Необходимо также проверять исправность подъемного механизма, силовых двигателей, прочность их крепления, состояние отдельных узлов. Особое внимание при этом уделяют тормозной системе. Особенно тщательно проверяют состояние талевой системы и талевого каната. При неисправности талевый канат заменяют. Необходимо также проверять насосы и манифольдную линию; наличие элеваторов, круговых ключей, шаблонов и спайдера и их исправность.