Комплект инструмента подразделяется на два основных вида обусловленных двумя различными способами вырезания окна:

Вырезание сплошной секции обсадной колонны.

Вырезание щелевидного окна с клина уипсток.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

При зарезке второго ствола по первой схеме используют фрезеры с выдвижными ножами. Выдвижение которых происходит при вращении и прокачивании жидкости по бурильным трубам; жидкость давит на поршень, который в свою очередь воздействует на конусный толкатель, тот в свою очередь воздействует на выдвижные резцы. Таким образом фрезер приводится в рабочее состояние.

Разработанные во ВНИИБТ вырезающие устройства предназначены для вырезания участков обсадных колонн с целью забуривания нового ствола, вскрытия вышележащего пласта, обрезки труб, выполнения изоляционных работ и т.п /10/.

Устройство УВ.114 (рис. б) отличается от остальных устройств (рис.а) способом крепления резцов к корпусу. Вырезающие устройства выпускаются для колонн диаметром 140...146, 168, 178, 219, 245...273, 299...324 мм.

При забуривании второго ствола на скважине № 292 куста № 5 Средне-Итурского месторождения применяли фрезер такого типа “Section Mills” поставленный фирмой “Weatherford”. Как показал анализ проведенных работ использование данного фреза повлекло за собой ряд проблем, таких как низкая стойкость элементов вооружения-резцов, большой крутящий момент оказывающий повышенные нагрузки на инструмент и ротор, а также внутренний диаметр 168 колонны не соответствовал типоразмеру фреза. Процесс вырезания окна происходил в 5 рейсов, 3 подъема из которых производились с целью проверки состояния секционного фреза и замены режущих ножей. Общее время на вырез окна в секции эксплуатационной колонны (без учета непроизводительного) составило 244.32 часа.

При зарезке бокового ствола с клина уипсток перед вырезанием щелевидного окна необходимо сориентировать и установить клин. В настоящее время применяется несколько видов установки клина в скважине.

Якорный клин. Устанавливается путем разгрузки на искусственный забой (голова моста), при этом срезаются штифты направляющей, инструмент допускается на длину хода направляющей по плашке (при этом плашка выдвигается) 0,5 м для заякоревания. Успешность заякоревания проверяется вытяжкой инструмента вверх.

Преимущество якорного клина заключается в возможности произвести за один спуск установку клина и начать процесс фрезерования стартовым фрезом.

Цементируемый клин. Устанавливается на искусственном забое и заливается цементом, после чего срезаются шпильки, аналогично якорному - разгрузкой на забой, а спусковой ответный клин извлекается из скважины. На цементируемом хвостовике имеются ребра предотвращающие клин от проворота в скважине /1/.

Клин на проходном якоре.

Ниже предполагаемого участка зарезки устанавливается проходной якорь с нижней частью посадочного устройства. При помощи гироскопического инклинометра определяется его расположение. На поверхности собирается компоновка с верхней частью посадочного устройства и зарезного уипстока, производится спуск, зарезка и бурение бокового ствола. При необходимости сменой положения уипстока можно пробурить любое количество боковых стволов. Последующие работы в боковых стволах проводятся после установки в соответствующее положение эксплуатационного уипстока. К техническим средствам для осуществления технологии относятся/3/:

- профильный перекрыватель в качестве проходного якоря;

- съемный зарезной уипсток;

- съемный эксплуатационный уипсток;

- устройство посадочное;

- устройство регулировочное

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Профильный перекрыватель из тонкостенной трубы

При зарезке бокового ствола с клина уипсток вырезается лишь щелевое окно, поэтому применяются оконные фрезеры и фрезеры расширители. Оконный фрез райберного типа с армировкой твердосплавной крошкой по рабочим кромкам. Расширяющий фрез имеет, как правило, бочкообразную форму рабочие лопасти которого армируются аналогично оконному фрезу /2/.

На скважине № 8005, куста № 7, Средне-Итурского м-я для зарезки второго ствола в эксплуатационной колонне 146 мм использовалась следующая компоновка:

Фрез оконный 122мм (б/у), Фрез арбузный 124/120 мм,

СБТ 73 (9,36м), УБТ 88,9 (133 м), СБТ (остальное).

При этом время на вырезание окна составило 106 часа (без учета непроизводительного времени), что на 138.32 часа меньше чем при работе фрезом “Section Mills”

На кусту № 14 для вырезания окна в 146 мм эксплуатационной колонне, с целью ликвидации негерметичности УСЦ был пробурен боковой наклонно направленный ствол. Зарезка производилась с цементируемого клина фрезерами разработанными в БашНИПИнефть. Фрезеры достаточно надежны о чем говорит широкое их применение в Уралоповолжском регионе и испытание на Кочевском месторождении. Вооружение представляет собой пластины с твердосплавной крошкой ВК-8, ВК-12 и металлокерамической композицией, запаянной в медном припое, конструкция фрезера и пластин позволяет заменять вооружение даже в условиях буровой, при наличии сварочного аппарата. Торец оконного фрезера армируется режущими твердосплавными пластинами.

Так же выпускается вырезающее устройство представляющее собой объеденный оконный и расширяющий фрез, что должно повысить надежность конструкции.

Одного фрезера хватает на вырезание щелевидного окна в 146 мм колонне с толщиной стенки 7,7 мм марки стали Е. При стоимости всего комплекта около 200 тыс. рублей делает использование данного комплекта более выгодным по сравнению с импортными аналогами.

Компоновка для фрезерования окна на 14 кусту Кочевского месторождения состоит из следующих элементов.

ФО-117, ФР-127, Труба гибкая 78 мм (3,1 м), УБТ 94 мм (18,3), СБТ 73 мм (остальное).

Окно было вырезано за два рейса.

4. Бурение пилотного ствола

На скважине № 292 бурение пилотной части ствола велось следующей компоновкой: долото 139,7 REED + ДРУ 95 + немагнитная УБТ 93 + УБТ 2 7/8 + УБТ 88,9 + СБТ 2 7/8. На пилотную часть было израсходовано 6 долот REED (сделано 11 долблений).

На скважине № 8074 бурение пилотной части ствола велось компоновкой: БИТ4 120,6/142,8 МС + ДРУ-106 + УБТ-93 (немагнитное) + СБТ 2^7/8 + УБТ-88,9 + ЯСС + УБТ-88,9 + СБТ 2^7/8. Было израсходовано 2 долота БИТ4 (сделано 3 долбления).

По скважине № 8005 бурение пилотной части ствола велось компоновкой: 124 СЗ-ГАУ R-280 + ДРУ-106 (угол перекоса 1,5 градуса) + УБТ-93 (немагнитное) + СБТ 2^7/8 + УБТ-88,9 + ЯСС + УБТ-88,9 + СБТ 2^7/8. Было израсходовано 3 долота 124 СЗ-ГАУ R-280 (сделано 3 долбления).

Согласно Краткой Программе Буровых Работ/12/, составляемой индивидуально на каждую скважину компанией «Sclumberger», средняя механическая скорость составляет 2,95 м/час (по скв. 292), 2,2 м/час (по скв. 8074) и 2,59 (по скв. 8005). Фактически полученные результаты значительно меньше запланированных. Так по скважине № 292 средняя механическая скорость составляет 2,03 м/ч, по скв. № 8074 - 1,15 м/час., а по скважине № 8005 - 1,97 м/час.

Из-за разности проектной и фактический скоростей, потери времени при бурении данного участка составляет: 31,33 час. (по скв. 292) и 109,15 час. (по скв. 8074) и 23 часа (по скв. №8005).

5. Процесс бурения горизонтального участка

трудность прохождения колонн к забою;

ограничения к жесткости колонны;

опасность прорыва воды в скважину через интервал стыковки хвостовика с предыдущей колонной, т.е. через голову хвостовика;

возможность притока воды с забоя при открытом стволе;

трудность размещения в затрубном пространстве каких-либо устройств (центраторов, якорей, пакеров);

невысокая степень вытеснения глинистого раствора цементным;

более высокий уровень давлений в процессе продавливания, что может вызвать нарушение целостности пластов и поглощение цементного раствора (в том числе продуктивных пластов).

Поэтому большое значение приобретает управление реологическими и тампонажными свойствами растворов, физико-механическими характеристиками цементного камня и гидравлическими параметрами потока в заколонном пронстранстве.

Физико-механические свойства тампонажного цемента, раствора и камня должны отвечать требованиям ГОСТ 1581-96.Для приготовления растворов в качестве основы применяется тампонажный цемент для нормальных температур (до 50 град. по С) ПЦТ1-50 или ПЦТ1G-СС-2.В раствор могут вводиться при необходимости облегчающие добавки в соответствии с требованиями ГОСТ 1581-96.

В тампонажные растворы обязательно вводятся понизители водоотдачи и пластификаторы. В целях получения качественного и однородного раствора требуется хвостовики только с использованием осреднительных емкостей, а для удаления рыхлой части глинистых корок применять буферные жидкости. При креплении колонн на участках стволов сложной конфигурации ( наличие между разобщаемыми пластами глубоких желобов, каверн больших диаметров) рекомендуется применять расширяющиеся тампонажные составы.

Конструктивные особенности, устройство и описание технических средств, входящих в оснастку хвостовика

Комплексы технических средств для крепления скважин хвостовиками 114 мм. состоят из нескольких функционально работающих независимо друг от друга узлов и устройств/.

Разъединительный узел, обеспечивающий спуск узлов комплекса в скважину вместе с хвостовиком, проведение технологических операций связанных с проведением промывок, приведения в действие всех устройств с последующим автоматическим разъединением транспортировочной колонны от хвостовика. Включает корпус, в радиальных отверстиях которого установлены три плашки, закрытые снаружи гидротолкателем со срезными винтами и транспортировочными винтами. Плашки удерживают корпус на верхнем переводнике. Корпус соединен с нижним переводником. Во внутреннем канале верхнего переводника установлена полая подвесная пробка, удерживаемая полыми срезными штифтами. Узел разъединителя приводится в действие при наращивании внутреннего избыточного давления до величины Р=16,5(20) Мпа+-10%.Давление передается во внутреннюю полость гидротолкателя, происходит срез винтов и перемещение гидротолкателя вниз. При осевом перемещении гидротолкателя, освобождаются плашки, которые перемещаются в радиальном направлении, что приводит к освобождению переводника, соединенного с транспортировочной колонной.

Якорный узел состоит из: корпуса, в пазах которого установлены шесть плашек, зафиксированных от самопроизвольного перемещения двумя разрезными пружинными кольцами, гидротолкателя с фиксатором, срезными винтами и транспортировочными винтами, верхних и нижних переводников. Для приведение в действие узла якоря, повышают внутреннее избыточное давление до величины Р=14,0(17,5) Мпа+-10%. Давление передается во внутреннюю полость гидротолкателя, происходит срез срезных винтов и перемещение гидротолкателя вниз. Действуя с плашками, гидротолкатель раздвигает их в радиальном положении и прижимает к стенкам 146 мм. технической колонны. Осевое перемещение гидротолкателя фиксируется от возврата шаговым фиксатором. После срабатывания манжета предотвращает утечку жидкости из внутренней полости гидротолкателя и дополнительно фиксирует его.

Узел якоря представляет из себя гидромеханический пакер, который состоит из корпуса, секционного уплотнительного элемента, состоящий из двух резиновых уплотнительных манжет и с нижней и верхней защитой, между которыми установлен гладкий цилиндр с двумя заходными поверхностями. Цилиндр зафиксирован срезным винтом на корпусе, на котором также размещен гидротолкатель, зафиксированный срезными винтами и транспортировочными винтами, и оснащенный фиксатором. Все детали уплотнены резиновыми кольцами.

Стоп-патрубок ПХН-М 114/168.110 состоит из корпуса, закрепленного в нем алюминиевого гнезда, со специальным пазом, предотвращающим проворот пробки при разбуривании, а также со специальной ребристой профильной расточкой, предназначенной для фиксации пробки.

Переводник безопасный состоит из корпуса, в которой ввернут на специальной левой упорной резьбе переводник. Герметичность соединения обеспечивается кольцом. В аварийном случае, если не удается создать давление, выбрать вес соответствующий весу транспортировочной колонны, и провернув вправо 20 оборотов разъединится в безопасном переводнике.

Переводник манжетный состоит из корпуса с присоединительными резьбами, на котором установлены две односторонние манжеты, закрепленные на корпусе стаканами. Предназначен для предупреждения проникновения цементного раствора в зону установки фильтров при проведении манжетного цементирования хвостовика.

Муфта цементировочная типа МЦ-114 для манжетного цементирования хвостовиков диаметром 114 мм. состоит из верхнего переводника, корпуса с открытыми цементировочными окнами и установленной в нем на рабочих срезных винтах перекрывающей втулки с посадочным седлом под цементировочную пробку и заглушки из легкоразбуриваемого материала, установленной на срезных винтах и перекрывающей внутрений канал муфты. В нижней части корпуса установлен нижний переводник с присоединительной резьбой на обсадную колонну/11/.

Муфта цементировочная типа МЦ-114 работает следующим образом. Проходное сечение муфты перекрыто заглушкой, которая удерживается посредством срезных штифтов. Технологические промывки и закачка цементного раствора в затрубное пространство хвостовика осуществляется через открытые цементировочные окна, которые закрываются втулкой при посадке на ее седло цементировочной пробки и срезе рабочих винтов.

Основные критерии выбора оборудования для спуска, подвески и герметизации хвостовика

Разработано одиннадцать основных технико-технологических вариантов комплектации и использования комплексов технических средств для крепления хвостовиков 114 мм/11/. Для крепления хвостовиков без цементирования предусматривается четыре технико-технологических варианта комплексов технических средств типа ПХН 114/168 (вариант 1 и 2) и ПХН-М 114/168 (варианты 3 и 4), которые отличаются по способу разобщения пластов, возможности использования скважинных фильтров, гидравлическому способу приведения технических средств в действие. Комплексы также отличаются по интегральному или дифференциальному исполнению, т.е. по возможности использования отдельных узлов якоря, гидромеханического пакера и гидравлического разъединителя хвостовика от транспортировочной колонны, либо эти узлы интегрированы в одно устройство. Комплексы технических средств для крепления хвостовиков с прямым или манжетным цементированием, кроме указанных выше отличий могут варьироваться по точке проведения промывки и типу цементировочной муфты. Так, для крепления хвостовиков 114 мм с прямым цементированием предусматривается два варианта комплекса технических средств типа ПХЦ 114/168 (варианты 5 и 6). Пять технико-технологических вариантов предусматривается для крепления хвостовиков с манжетным цементированием. Для проведения этих работ разработан комплекс технических средств типа ПХМЦ 114/168 (варианты 7, 8, 9, 10, 11).

Рабочая среда, в которой работают все выше указанные комплексы технических средств - буровой и тампонажный растворы, обработанные химическими реагентами, минерализованная пластовая вода, нефть и газ при температуре до 100^оС.

Типы оснастки хвостовика, применяемых на месторождениях Когалымского региона и Западной Сибири

В этом направлении в нашей экспедиции уже построено 4 боковых ствола, из них 3 скважины на ОАО “СИБНЕФТЬ-ННГ” и 1 скважина на СП “ВАТОЙЛ”.

Первая скважина №292 куста 5 Средне-Итурского месторождения. После вырезания секции эксплуатационной колонны скважина бурилась бицентричным долотом диаметром 140 мм. до кровли продуктивного пласта , а от кровли до забоя долотом диаметром 120,7 мм. Конструкция хвостовика была следующей: фильтр диаметром 102 мм, манжета диаметром 142 мм по резине, которая должна была устанавливаться на 1 метр ниже кровли пласта, цементировочное устройство диаметром 114 мм, трубы диаметром 114 мм. и разъединитель с левой резьбой. Из-за ошибки инженера службы контроля ОАО “СИБНЕФТЬ-ННГ” манжету установили выше кровли пласта, в ствол диаметром 140 мм. В результате, свою работу она не выполнила (произошла просадка цементного раствора, качество разобщения оказалась низким). При освоении скважины получили переток воды с вышележащего пласта, что вызвало необходимость проведения изоляционных работ.

Вторая скважина №8074 куста 12а Средне-Итурского месторождения. До кровли продуктивного пласта пробурена диаметром 142 мм и до забоя диаметром 120,7 мм. Весь хвостовик диаметром 102 мм. Манжета диаметром 143 мм по резине, цементировочное устройство, трубы диаметром 102 мм и разъединительное устройство. Внутрь 102мм трубы спустили НКТ диаметром 60мм. Манжета была установлена в нужном интервале, но в связи с конструктивными недостатками манжеты она опять не сработала. После спуска хвостовика и при промывке на ситах выявлено около 60 процентов резиновых манжет. Кроме того, из-за того, что подвесная пробка спускалась на НКТ произошло ее нарушение и момент стоп зафиксировать не удалось. Вновь был получен переток с верхнего пласта. Учитывая ошибки на первых двух скважинах конструкцию хвостовика на третьей скважине усложнили в части применяемой оснастки, и получили хороший результат.

Третья скважина №8005 куста 7 Средне-Итурского месторождения.

Вся оснастка изготовлена на заводе ОАО “ТЯЖПРЕССМАШ” в городе Рязани. Манжеты в манжетном переводнике сделаны с заделкой, исключающий его вырыв. Для предохранения их от сильного соприкосновения со стенками скважины и колонны установлен центратор. Далее идет цементировочная муфта, над муфтой установлен пакер ПГП-102, далее обсадные трубы диаметром 102 мм., затем пакерный узел, якорный узел, безопасный переводник и разъемный узел с подвесной пробкой. Цементирование этого хвостовика прошло без осложнений, перетоки не имеются, качество хорошее. Четвертая скважина №5644 куста 14 Кочевского месторождения. Необходимость второго ствола вызвана тем, что в результате применения импортной муфты ступенчатого цементирования закупленных заказчиком без должностной комплектации. На этой скважине был оголен башмак и продуктивные пласты. Проведенные ремонтно-изоляционные работы результата не дали, в связи с чем было принято решение забуривания второго ствола. В отличии от трех первых скважин, которые цементировала фирма “Shlumberger”, хвостовик цементировали своей техникой. Применяли буферную жидкость МБП-М и свои химреагенты. В результате скважина дает 25 тонн нефти в сутки.

Выводы и рекомендации по креплению боковых стволов

1. При строительстве боковых стволов применять оснастку завода ОАО “ТЯЖПРЕССМАШ” различной комплектации в зависимости от геологических условий залегания пласта.

2. В связи с малыми зазорами при цементировании хвостовиков применять расширяющийся тампонажный материал с добавками СаО, тем более что проведенные испытания на 6 скважинах показали улучшение качества крепления больше чем на 20 процентов.

3. В качестве буферной жидкости применять МБП-М.

Процесс зачистки хвостовика.

После спуска 101,66,5 мм хвостовика в боковой ствол и последующего цементажа, по истечении времени ОЗЦ производятся работы по зачистке хвостовика. Компоновка для зачистки: Долото Д=80,7 мм, двигатель Д-75, НКТ 2” - 700 м, СБТ 73-остальное.

7. Расчет экономической эффективности

Расшифровка договорной цены стоимости 1 сутки работы буровой бригады по бурению вторых стволов горизонтальных скважин на месторождениях Ноябрьского региона показана в таблице (приложение 1).

Как видно из таблицы (приложение 1), 1 час работы буровой бригады стоит 8 457 руб. (без учета НДС).

Рассчитаем стоимость вырезания окна для каждой скважины, пробуренных ЭГЭБ-1 для «Сибнефть ННГ» на Средне-Итурском месторождении (без учета непроизводительного времени):

Таблица - расчет экономической эффективности.

Как видно, из приведенного расчета процесс вырезания окна с помощью клина отклонителя экономически более эффективен чем вырезание секции колонны.

Выводы и рекомендации по строительству боковых стволов

Для снижения затрат на строительство боковых стволов целесообразно применять современное отечественное оборудование не уступающее по качеству импортному, но стоящего значительно дешевле их импортных аналогов.

Снижать непроизводительное время бурения.

Для снижения непроизводительного времени при строительстве скважин данного типа считаем, что необходимо выполнять следующие требования:

Необходимо ввести строгое разграничение по ответственности сторон по каждому этапу работ.

Ужесточить требование к работоспособности используемого бурового инструмента и оборудования.

Более тщательно подходить к подбору того или иного метода проведения каждой технологической операции (например, метод вырезания окна в эксплуатационной колонне).

Анализируя представленные данные по вырезанию окна в эксплуатационной колонне можно отметить, что зарезка второго ствола предпочтительнее с помощью клинового отклонителя, нежели с помощью раздвижных вырезающих устройств. Использование клинового отклонителя заметно сокращает продолжительность вырезания окна в эксплуатационной колонне и является экономически эффективным.

Кроме того современные достижения в технологии бурения боковых стволов средства для её осуществления позволят:

- сократить объемы капитальных вложений за счет уменьшения количества скважин на залежах где возможно её применение;

- повысить коэффициент извлечения нефти, за счет повышения степени охвата, и, следовательно, повысить эффективность капиталовложений;

- осуществлять зарезку боковых стволов и бурение многоствольных скважин без значительной потери основного ствола;

- снизить воздействие на окружающую среду.

Список использованных источников

Р.М. Гилязов. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами. - М.: Недра, 2002.

Климченко М.Г., Микерин Б.П. Восстановление бездействующих скважин методом зарезки второго ствола. - М.: Недра, 1965.

А.С. Оганов, Г.С. Оганов, С.В. Поздышев. Многозабойное бурение скважин - развитие, проблемы, успехи.

А.С. Оганов, Г.С. Оганов, С.В. Поздышев. Технологические аспекты строительства радиально-разветвленных горизонтальных скважин. Бурение 2001 г. «Новинки технологии».

Патент РФ №2110665. Устройство для вырезания участка колонны труб в скважине / Г.С. Рамазанов, Р.М. Гилязов, А.Ш. Зиганшин и др. // Бюл. Открытия. Изобретения. - 1998. - №13.

Гилязов Р., Рамазанов Г., Самигуллин В., Фарухшин Ф. Расширение области применения боковых стволов.

Р.М. Гилязов, Н.Х. Габдрахманов, Г.С. Рамазанов, К.Р. Уразаков. Строительство и эксплуатация нефтяных скважин с боковыми стволами. - Уфа. - 2001.

Фомин А.В. Состояние и перспективы развития нефтяной промышленности России // Нефтяное хозяйство. - 1994. - №1 - с. 6-9.

Tech Trends - Oil&Gas Eurasia

Каталог ВНИИБТ

Каталог УП Омский завод нефтедобывающего оборудования.

Краткие программы ведения буровых работ.

13.Габдуллин Ф.Ф. Применение новой техники и технологии для повышения качества крепления скважин. Крепление вторых стволов.

Гильманов А.Г. Экономическая эффективность выбора метода забуривания второго ствола.