Разработка технологии восстановления скважины Осташковичского месторождения бурением нового ствола

7. Испытать мост на прочность разгрузкой инструмента на 10т, а затем опрессовать технической водой плотностью 1,2 г/см³ давлением 17 МПа.

8. При спуске компоновки обязательно очистить БТ Ш89 мм, БТ 73 мм и УБТ от металлической окалины и ржавчины, прошаблонировать их (БТ73 мм шаблоном 47 мм, БТ Ш89 мм шаблоном не менее 60 мм, УБТ 108 мм (вн.= 50 мм) шаблоном 47 мм).

9. Спустить скрепер СК-140 + УБТ 108 мм-170 м + БТ 73х89 мм до «головы» цем. моста Н=2691 м.

10. Выполнить скрепирование э/колонны Ш140 мм в интервале 2671-2691 м.

11. Перевести скважину на соленасыщенный глинистый раствор с параметрами: г=1310 кг/м³, Т=60 сек.; обратной промывкой до выхода соленасыщенного глинистого раствора с вышеуказанными параметрами на устье скважины. В процессе циркуляции бурового раствора и после его очистки через вибросита и гидроциклон, производить замер показателя содержания твердых примесей (песка). Процентное содержание твердых примесей не должно превышать 1%.

12. Поднять скрепер СК-140.

13. На скважине иметь 10м³ высоковязкой глинистой пасты (Т=200 сек) для обеспечения вымывания крупной фракции продуктов фрезерования э/колонны.

Установка клинового отклонителя

1. Произвести измерение клинового отклонителя (расстояние от верхнего торца клина до крепления набора фрезов, диаметр клинового отклонителя и набора фрезов, длину корпуса, длину среза клина, длины и диаметры всех элементов). Составить эскизы компоновки.

2. Собрать компоновку инструмента с системой для фрезерования окна за один рейс с механическим способом посадки типа КОП-112ПФ «Биттехника»:

клин-отклонитель с анкером КОП-112 ПФ н=112 мм;

фреза стартово-оконная ФСО-115-Т н=115 мм, соединенная с клиновым отклонителем срезным болтом, усилие среза = 10,5 тн (диаметр срезной шейки болта 16 мм);

фреза арбузообразная ФА-115 н=115 мм;

ГУОБИ - 108;

УБТ-108 мм - 170 м;

БТ 73х89 мм.

Произвести докрепление всех резьбовых соединений компоновки фрезеров с помощью машинных ключей, в присутствии мастера по сложным работам.

3. Произвести спуск компоновки на БТ 89 мм со скоростью 1,5 минуты 1 свеча на глубину 5-7 м от цементного стакана. Подобрать БТ с таким расчетом, чтобы заход ведущей трубы в ротор был в пределах 2-3 м.

В ходе спуска избегать резких остановок, не прикладывать вращающего момента во избежания срезки болта.

4. Произвести ориентирование отклонителя с использованием ГУОБИ - 108 по методике «БелНИПИнефть» с таким расчетом, чтобы произвести установку клина не более 60 влево относительно оси искривления скважины.

5. Навернуть ведущую трубу, вставить роторные клинья, застопорить ротор и произвести спуск отклонителя до посадки на цементный стакан на глубине 2691 м.

6. Плавно с увеличением веса разгрузить бурильную колонну на забой на 3-4 тн, дождаться среза стопорных болтов фиксирующей плашки.

7. Медленно продолжать увеличивать нагрузку на инструмент до величины среза подвесного болта 10,5 тн тем самым, освобождая инструмент от клина-отклонителя. Нагрузка на инструмент в момент среза является достаточной для расклинивания клина-отклонителя в скважине и фиксирования его от проворота [17].

8. Поднять компоновку, с целью выброса из компоновки ГУОБИ.

Фрезерование участка обсадной трубы и забуривание бокового ствола

1. Собрать и спустить для вырезки «окна» до отметки на 0,5-1,0 м выше «головы» клина-отклонителя следующую компоновку:

фреза стартово-оконная ФСО-115-Т;

фреза арбузообразная ФА-115;

БТ 73 мм(пр) - 1 шт. (повторное использование в КНБК не допускается);

УБТ-108 мм - 170 м;

БТ 73 х 89 мм.

2. Перед началом вырезки выполнить следующее: проверить вес инструмента по индикатору веса, поставить метку на квадратной штанге. Отметить в буровом журнале вес инструмента по индикатору веса при подъеме и спуске, при свободном вращении, момент вращения и вес инструмента, а также давление на стояке и производительность насоса во время промывки.

Подобрать меру БТ 89 мм таким образом, чтобы вырезка «окна» проходила на длину квадратной штанги без отрыва КНБК от текущего забоя.

3. Произвести вырезку «окна» в эксплуатационной колонне при следующих параметрах режима фрезерования (согласно технической информации фирмы «Биттехника»:

§ осевая нагрузка с навеса до 2т;

§ число оборотов ротора 60-120 об/мин

§ производительность насоса 8-12 л/с.

Схема вырезания щелевого окна в обсадной колонне с использованием клинового отклонителя и набора фрезеров [9] приведена на рисунке 2.4.

Фрезерование с нагрузкой до 2-ух тн выполнять на глубину 1,5 м. При снижении скорости фрезерования на этом интервале фрезерования увеличить нагрузку до 4-5 тн. С увеличенной нагрузкой профрезеровать 15-20 см, дальнейшее фрезерование продолжить с прежней нагрузкой.

В процессе фрезерования контролировать вынос продуктов фрезерования (стружка, цементный камень, горная порода) путем отбора проб. В случае если стружка длинная и тонкая - причиной является недостаточная нагрузка или слишком высокие обороты ротора. Если стружка толстая и витая - причиной является излишняя нагрузка и недостаточно высокие обороты.

По окончании вырезки окна произвести его проработку. Контроль за проработкой осуществлять с помощью роторного моментомера.

Проработки интервала зарезки производить до свободного прохождения компоновки 5-10 раз (вращение с промывкой на циркуляцию, без вращения с промывкой на циркуляцию, без вращения и без промывки).

Интервал фрезерования - длина лицевой части клинового отклонителя плюс 3-4 м. При вырезке «окна» постоянно контролировать параметры промывочной жидкости.

В случае снижения проходки производить промывку с закачкой 3-4м³ пасты для обеспечения выноса крупной фракции продуктов вырезки «окна».

4. При прекращении проходки во время вырезания «окна» в колоннах 140 мм поднять компоновку, сменить стартово-оконную фрезу.

5. Собрать и спустить для продолжения вырезки «окна» следующую компоновку:

фреза стартово-оконная ФСО-115-Т (диаметр пилотной части н = 99 мм);

фреза арбузообразная ФА-115;

БТ 73 мм(пр) - 1 шт. (повторное использование в КНБК не допускается);

УБТ-108 мм - 170 м;

БТ 73 х 89 мм(пр).

6. Продолжить вырезание «окна».

7. Контроль за проработкой осуществлять с помощью роторного моментомера. Проработку интервала зарезки произвести до свободного прохождения компоновки 5-10 раз (вращение с промывкой на циркуляцию, без вращения с промывкой на циркуляцию, без вращения и без промывки на циркуляцию).

8. После промывки произвести подъем инструмента и проверку состояния сборки фрезов для определения необходимости дополнительного спуска на обработку «окна» (определяется мастером по сложным работам по согласованию с ТО УПНПиРС) и при необходимости собрать и спустить для проработки «окна» следующую компоновку:

фреза стартово-оконная ФСО-115-Т (диаметр пилотной части н = 99 мм);

фреза арбузообразная ФА-115;

БТ 73 мм(пр) - 1 шт. (повторное использование в КНБК не допускается);

УБТ-108 мм - 170 м;

БТ 73 х 89 мм(пр).

Рисунок 2.4. Схема вырезания окна в обсадной колонне при использовании клина-отклонителя с набором фрезеров

Проработку «окна» производить в следующем режиме:

§ осевая нагрузка с навеса до 2т

§ число оборотов ротора 60-80 об/мин

§ производительность насоса 8-12 л/с.

Примечание. Режимы проработки уточняет мастер по сложным работам, по результату фрезерования «окна».

9. Поднять компоновку.

Забуривание и бурение бокового ствола скважины.

1. Собрать и спустить в скважину следующую КНБК до клина-отклонителя:

долото 114,3 мм (б/у) (по согласованию с тех. отделом УПНПиРС);

удлинитель 89 мм - 0,4 - 0,6 м;

КЛС 114,3 мм;

УБТ 89 мм - 110 м;

БТ 73 х 89 мм(пр).

Довести параметры раствора до требуемых ГТН с вводом необходимых химреагентов и пробурить 30-50 м с увеличением нагрузки на долото до 4 тн в режиме:

осевая нагрузка - с 2 - 4 тн;

производительность насоса 7-9 л/с.

При СПО не допускать скорость подъёма и спуска КНБК в интервале вырезки «окна» более 0,1 м/с не допуская посадок и затяжек инструмента.

2. Поднять компоновку.

3. В случае не прохождения компоновки в «окне», для обработки «окна», расширения его и снятия неровностей произвести сборку и спуск следующей компоновки:

фреза стартово-оконная ФСО-115;

фреза арбузообразная ФА-115;

УБТ-89 мм - 110 м;

БТ 73 х 89 мм.

4. Проработку «окна» производить в следующем режиме:

§ осевая нагрузка с навеса до 2 тн;

§ число оборотов ротора 60-80 об/мин;

§ производительность насоса 8-12 л/с.

5. Контроль за проработкой осуществлять с помощью роторного моментомера. Проработку интервала зарезки произвести до свободного прохождения компоновки 5-10 раз (вращение с промывкой на циркуляцию, без вращения с промывкой на циркуляцию, без вращения и без промывки на циркуляцию).

6. После промывки произвести подъем инструмента и проверку состояния сборки фрезов для определения необходимости дополнительного спуска на обработку «окна» (предусмотреть на скважине наличие фрезерного инструмента для обработки «окна» (определяется мастером по сложным работам по согласованию с технологическим отделом)).

7. Выполнить ГФР: инклинометрию.

8. После выполнения заключительного каротажа по согласованию с ГО и ЦКРС-2 УПНПиРС выполнить следующие работы:

Спустить опрессовочный переводник с шаблонировкой бурильных труб до глубины 2610 м, зафиксировать вес по ГИВ и на индикаторной диаграмме. Допускной бурильный инструмент опрессовать на 1,5 давление от максимально ожидаемого при цементировании «хвостовика», но не менее чем на 30 МПа. Поднять опрессовочный переводник. При подъеме провести дефектоскопию инструмента. На все выполненные работы составить акты.

Рассмотреть состояние ствола скважины по данным каверномера, профилемера, инклинометра. Собрать компоновку применяемую при последнем долблении. Спуск с глубины 2650 м производить со скоростью не более 0,5 м/с. Места посадок проработать в режиме:

нагрузка - с/н до 2,5 тн;

расход жидкости - 8-10 л/сек;

10. Обработать бур. раствор согласно анализа лаборатории буровых растворов. При достижении забоя промыть скважину в объеме не менее 2 циклов при помощи насосного блока с расходом жидкости не менее 10-12 л/с. Поднять КНБК в «башмак». В случае посадок КНБК оставить скважину на исследовании на 16 час. Спустить КНБК для проработки ствола скважины до забоя. При достижении забоя промыть скважину в объеме 2 циклов и отобрать пробы раствора для хим. анализа в лаборатории ТУ. Поднять компоновку.

Расчет бурильной колонны

При бурении на бурильную колонну действуют в основном следующие усилия:

- осевое усилие растяжения от собственного веса колонны при подъеме ее от забоя;

- осевое усилие сжатия от собственного веса колонны;

- изгибающий момент, возникающий в результате действия центробежных сил;

- крутящий момент, передаваемый колонной для разрушения горной породы на забое;

- напряжение растяжения, вызванное прокачиванием под давлением бурового раствора.

В зависимости от возникающих усилий опасными могут являться:

- верхнее сечение бурильных труб в момент начала подъема;

- верхнее сечение бурильных труб при бурении (совместное действие растяжения от собственного веса и кручение);

- нижнее сечение бурильных труб в месте резьбового соединения (совместное действие усилий сжатия и кручения).

Для расчета бурильной колонны на прочность необходимо знать нагрузки и возникающие в результате их действия напряжения в любом сечении бурильной колонны. Однако определить напряжения точно довольно трудно, так как бурильная колонна не является стержнем постоянного сечения вследствие наличия высаженных концов на трубах, бурильных замков и переводников, поэтому приходиться рассчитывать напряжения приближенно, а неучтенные силы компенсировать коэффициентом запаса прочности, устанавливаемым на основании опыта эксплуатации бурильных труб.

Однако определить напряжения с достаточной точностью довольно трудно, так как бурильная колонна не является стержнем постоянного сечения вследствие наличия высаженных концов на трубах, соединительных муфт, бурильных замков и переводников. Осложняется расчет напряжений и необходимостью учета гидростатических и гидродинамических сил, сил трения, возникающих при осевом перемещении бурильной колонны и при ее вращении в скважине, в других трудно учитываемых сил [20].

Расчет бурильной колонны на прочность при бурении винтовым забойным двигателем ДР - 95 в интервале 2680 - 3329 м

Находим коэффициент, учитывающий Архимедову силу (коэффициент снижения веса бурильной колонны в буровом растворе), по формуле:

, (2.7)

где - удельный вес бурового раствора, = 1,47 г./см³;

- удельный вес стали, = 7,85 г./см³.

Определяем допустимую растягивающую нагрузку для труб по формуле:

, (2.8)

где - нагрузка, соответствующая пределу текучести материала труб БН73х9Д, тс;

n - коэффициент запаса прочности на растяжение.

При бурении винтовым забойным двигателем наклонно-направленной скважины, n = 1,56.

.

Найдем нагрузку от перепада давлений на долоте при бурении винтовым забойным двигателем по формуле:

, (2.9)

где - перепад давлений, Р_n = 50 кг/ см² при бурении забойным двигателем;

- площадь поперечного сечения трубы, F₁ = 23,41 см².

тс

Определим длину первой секции по формуле:

, (2.10)

где - масса 1 м труб БН73х9Д, т/м.

Выбираем длину первой секции исходя из условия

(2.11)

Принимаем согласно ГТН = 1379 м.

Проверочный расчет.

Определяем массу первой секции по формуле:

(2.12)

тс

Определяем фактическую растягивающую нагрузку по формуле:

(2.13)

Определяем расчетный коэффициент запаса прочности на растяжение по формуле:

(2.14)

> 1,56

Следовательно, колонна удовлетворяет заданному условию.

Расчет второй секции.

Вторая секция состоит из труб ПН89х9Д.

Определим допустимую длину секции по формуле:

, (2.15)

где - допустимая растягивающая нагрузка для материала труб ПН89х9Д, Q_р2 = 90,8 тс;

- масса одного метра трубы ПН89х9Д, q₂ = 0,02108 т/м.

Принимаем согласно ГТН l₂ = 1850 м.

Определим массу второй секции по формуле:

, (2.16)

Определим фактическую растягивающую нагрузку для второй секции по формуле:

, (2.17)

Определим расчетный коэффициент запаса прочности на растяжение по формуле:

, (2.18)

1,53 > 1,5

Требуемое условие выполняется.

Расчет третьей секции.

Третья секция состоит из труб ПН89х9Е.

Определим допустимую длину секции по формуле:

, (2.19)

где Q_р3 - допустимая растягивающая нагрузка для материала труб ПН89х9Е, Q_р3= 123,8 тс;

q₃ - масса одного метра трубы ПН89х9Д, q₃ = 0,02108 тс/м.

Необходимая длина равна:

, (2.20)

где - глубина скважины по стволу, L = 3329 м.

Определим массу третьей секции по формуле:

, (2.21)

Определим фактическую растягивающую нагрузку для третьей секции по формуле:

, (2.22)

Определим расчетный коэффициент запаса прочности на растяжение по формуле:

, (2.23)



1,98 > 1,5

Требуемое условие выполняется.

Расчет бурильной колонны на прочность при бурении открытого ствола винтовым забойным двигателем 2Д - 76 в интервале 3329 - 3350 м

Находим коэффициент учитывающий Архимедову силу по формуле:

, (2.24)

Определяем допустимую растягивающую нагрузку для труб по формуле:

, (2.25)

где - нагрузка соответствующая пределу текучести материала труб ПН60х7Д,тс;

Найдем нагрузку перепада давлений на долоте при бурении винтовым забойным двигателем по формуле:

, (2.26)

где - перепад давлений, P_n = 54 кг/см² при бурении забойным двигателем;

- площадь поперечного сечения трубы, F₁ = 16,69 см².

.

Определим длину первой секции по формуле:

, (2.27)

где - масса 1 м труб ПН60х7Д, q₁ = 0,01054 т/м.

.

Выбираем длину первой секции исходя из условия.

(2.28)

Принимаем = 820 м.

Проверочный расчет.

Определяем массу первой секции по формуле:

, (2.29)

Определяем фактическую растягивающую нагрузку по формуле:

, (2.30)

Определяем расчетный коэффициент запаса прочности на растяжение по формуле:

, (2.31)

4,73 > 3,0.

Следовательно, колонна удовлетворяет заданному условию.

Расчет второй секции.

Вторая секция состоит из труб БН73х9Д.

Определим допустимую длину секции по формуле:

, (2.32)

где - допустимая растягивающая нагрузка для материала труб БН73х9Д, тс;

- масса одного метра трубы БН73х9Д, тс/м.

Выбираем длину первой секции исходя из условия

(2.33)

Принимаем = 580 м.

Проверочный расчет.

Определяем массу второй секции по формуле:

, (2.34)



Определяем фактическую растягивающую нагрузку по формуле:

, (2.35)

Определяем расчетный коэффициент запаса прочности на растяжение по формуле:

, (2.36)

3,71 > 3

Следовательно, колонна удовлетворяет заданному условию.

Расчет третьей секции.

Третья секция состоит из труб ПН89х9Д.

Определим допустимую длину секции по формуле:

, (2.37)

где - допустимая растягивающая нагрузка для материала труб ПН89х9Д, = 90,8 тс;

q₃ - масса одного метра трубы ПН89х9Д, q₃ = 0,02108 тс/м.

Принимаем l₃ = 1850 м.

Проверочный расчет.

Определим массу третьей секции

, (2.38)

.

Определим фактическую растягивающую нагрузку для второй секции по формуле:

, (2.39)

Определим расчетный коэффициент запаса прочности на растяжение по формуле:

, (2.40)

1,55 > 1,5

Расчет четвертой секции.

Четвертая секция состоит из труб ПН89х9Е.

Определим допустимую длину секции по формуле:

, (2.41)

где Q_р4 - допустимая растягивающая нагрузка для материала труб ПН89х9Е, Q_р4= 123,8 тс;

q₄ - масса одного метра трубы ПН89х9Е, q₃ = 0,02108 т/м.

Необходимая длина равна:

, (2.42)

где - глубина скважины по стволу, L = 3350 м.

Определим массу четвертой секции

, (2.43)

.

Определим фактическую растягивающую нагрузку для четвертой секции по формуле:

, (2.44)

Определим расчетный коэффициент запаса прочности на растяжение по формуле:

, (2.45)

2,06 > 1,5

Требуемое условие выполняется [20].

Параметры бурильной колонны сводим в таблицу 2.6.

Таблица 2.6. Бурильная колонна по секциям

Глубина бурения (до) м.	Типоразмер бурильных труб	Марка стали	Длина секции, м	Интервал установки, м
				от	до
3329	БН-73х9	Д	1379	1950	3329
	ПН-89х9	Д	1850	100	1950
	ПН-89х9	Е	100	0	100
3350	ПН-60х7	Д	820	2530	3350
	БН-73х9	Д	580	1950	2530
	ПН-89х9	Д	1850	100	1950
	ПН-89х9	Е	100	0	100

Использование новых технических средств при проводке бокового ствола

В настоящее время типовыми конструкциями строительства боковых стволов восстанавливаемых скважин предусмотрен спуск потайных обсадных эксплуатационных колонн (хвостовиков) диаметром 102 и 114.3 мм. Бурение под эти колонны осуществляется долотами диаметром 114.3; 120,6 и 139,7 мм различных конструкций. Кроме того, из-под этих потайных колонн предусматривается бурение «открытых» стволов диаметром 83 или 92 мм.

Для реализации проектов с такими конструкциями боковых стволов среди прочих типоразмеров долот были закуплены высокопроизводительные долота истирающе-режущего и истирающего типов диаметром 83 и 92 мм, которые предназначены для бурения при повышенной частоте вращения.

В УПНПиРС, в настоящее время, при проведении ремонтно-восстановительных работ в обсадных колоннах диаметрами 102 - 114,3 мм, используются односекционные винтовые забойные двигатели, имеющие при расходе бурового раствора от 3 до 5 л/с частоту вращения на холостом ходу до 360 об/мин. Однако они не обеспечивают достаточную величину рабочего момента [26].

С целью повышения мощности и рабочего момента - при сохранении рабочей частоты вращения (до 330 об/мин) винтового забойного двигателя Д-76, произведено его секционирование в соответствии с описанием конструктивных особенностей, приведенных ниже. Двухсекционному винтовому забойному двигателю диаметром 76 мм присвоен шифр 2Д-76 4/5. 80.

В качестве новых технических средств и технологий с целью повышения эксплуатационных показателей при проводке бокового ствола восстанавливаемой скважины №227 Осташковичского месторождения предлагается использовать новый высокооборотный двухсекционный винтовой забойный двигатель 2Д-76 4/5.80, обладающий достаточной мощностью, высокими рабочим моментом и частотой вращения вала в компоновке с алмазным импрегнированным долотом типа 3 1/4» Ti3105C.

Описание конструктивных особенностей ВЗД 2Д-76. Двухсекционный ВЗД 2Д-76 представляет собой двигатель (рисунок 2.5), собранный из двух стандартных рабочих пар винтового двигателя Д-76, роторы которых последовательно соединены посредством верхнего торсиона 6, установленного по «горячей» посадке в конусном отверстии, выполненном в верхней части ротора нижней рабочей пары 7 двигателя. Ротор нижней рабочей пары 7 при помощи стандартной конусно-резьбовой муфты соединен с валом стандартного шпинделя винтового двигателя Д-76. Статор верхней рабочей пары 1 через переводник 4 соединен со статором нижней рабочей пары 7, который, в свою очередь, через дополнительный стандартный переводник 8 соединен с корпусом шпинделя винтового двигателя.

После сборки ВЗД 2Д-76 4/5. 80 были проведены его испытания на стенде СОИ250 и сняты технические характеристики. Сравнительные эксплуатационные технические характеристики приведены в таблице 2.7.

Из сравнения характеристик двигателей видно, что стендовые характеристики двигателя 2Д-76 4/5. 80 лучше паспортных характеристик двигателя Д-76 4/5. 40 по моменту, мощности и КПД.

Режим максимальной мощности двигателя 2Д-76 4/5. 80 при производительности 5 л/с - (максимальное паспортное значение для двигателя Д-76 4/5. 40) не был достигнут.

Порядок работы. При бурении с использованием ВЗД возможно осуществлять контроль за рабочим моментом и частотой вращения двигателя по изменению давления в нагнетательной линии, поскольку перепад давления на ВЗД пропорционален моменту силы на его валу.

При остановке двигателя во время бурения (резкое увеличение давления) необходимо:

а) запомнить (зафиксировать) величину тормозного давления ;

б) немедленно снять нагрузку на долото без отрыва его от забоя; если при этом давление снизилось до рабочего , то дальнейшие действия см. пункт г.

Рисунок 2.5. Двухсекционный винтовой забойный двигатель 2Д-76.

1- верхняя секция рабочих органов; 2 - секция шпиндельная; 3 - верхний переводник; 4-переводник соединительный верхний; 5-торсион; 6-торсион верхний; 7 - нижняя секция рабочих органов; 8 - переводник соединительный нижний

Таблица 2.7. Сравнительные технические характеристики ВЗД Д-76 4/5. 40 и 2Д-76 4/5. 80

Основные параметры и размеры	Двигатель
Тип	Д-76 4/5. 40	2Д-76 4/5. 80
Диаметр корпуса наружный, мм	76	76
Длина, мм, не более	4630	-
Длина шпинделя до места искривления, мм	1150	-
Углы искривления между секциями, ± 5ґ	30ґ, 1°, 1°30ґ	-
Масса, кг	104	-
Возможные диаметры применяемых долот, мм	83-98.4	83-98,4
Присоединительные резьбы по ГОСТ Р50864	З-66	З-66
Длина активной части статора, мм	2000	4000
Расход рабочей жидкости л/с	3-5	3-5
Частота вращения выходного вала, на холостом ходу с-1, (об/мин)	4,0-6,6 (240-396)	5.4-5,6 (324-336)
Момент силы на выходном валу в режиме максимальной мощности, кН·м	0,6-0,8	-
Максимально допустимый дифференциальный перепад давления на ВЗД при работе, МПа	3-6	-
Перепад давления в режиме холостого хода, МПа	1,2-2,5	4,4-5,1
Мощность максимальная, кВт	11-25	>40
Максимальный эффективный КПД, %	50	60
Нагрузка на долото, кН	10	-

в) если при снятии нагрузки на долото давление не снизилось, необходимо выключить буровой насос.

г) продолжить бурение при давлении .

Затем следует «оторвать» долото от забоя, включить насос и определить величину давления холостого хода

В случае чрезмерно высокого давления, что свидетельствует о зашламовании или выходе из строя двигателя - заменить двигатель.

При отправке ВЗД в ремонт обязательно указать причину отправки в ремонт и величину давлений и ;

Нагрузку на долото увеличивать плавно, с небольшими паузами.

Не допускается при работе ВЗД превышать максимально допустимый дифференциальный перепад давления.

По мере износа зубьев статора и ротора параметры энергетической характеристики двигателя постепенно снижаются (особенно момент силы). Увеличение момента силы на выходном валу до первоначального значения возможно путем увеличения расхода промывочной жидкости на 20-25%.

Двигатели, работавшие в скважине, после окончания работ должны быть промыты водой. Для этого необходимо установить двигатель в положение, близкое к вертикальному и промывать его через верхний переводник винтового двигателя, при медленном проворачивании цепным ключом по часовой стрелке выходного вала шпинделя до выхода чистой воды через полость наддолотного переводника.

После отработки двигателя в скважине необходимо непосредственно на буровой силами буровой бригады провести его профилактический осмотр в следующем порядке:

Произвести наружный осмотр двигателя и присоединительных резьб к бурильным трубам и к долоту. Вмятины, трещины и сварка на наружной поверхности не допускаются [26].

Проверить осевой и радиальный люфты вала шпиндельной секции (радиальный и осевой люфт - разница замеров между крайними положениями вала). Предельно допустимый для не бывшей в эксплуатации шпиндельной секции осевой люфт составляет не более 1 мм, а величина наработанного осевого люфта в процессе эксплуатации не должна превышать 5 мм. Соответственно, для радиального люфта эти значения составляют 0,5 мм и 2 мм.

Проверить легкость вращения вала шпиндельной секции. Вал должен свободно проворачиваться при приложении усилия 50-100 Н·м. Допускается увеличение момента в одном из положений вала.

При достижении критических значений нормируемых показателей работы двигателя или достижения его предельного состояния в процессе эксплуатации двигатель подлежит обязательной отправке в турбинный участок базы УПНП и РС для производства его ревизии или необходимого ремонта.

Критерии отправки ВЗД с буровой на ремонт - ВЗД обязательно отправляется на ревизию или ремонт в случаях:

наработки на двигатель 100 и более часов (включая промывку и проработку);

при осевом люфте 5 и более мм;

при радиальном люфте 2 и более мм.

2.5 Крепление бокового ствола

Основная особенность крепления скважин потайной обсадной колонной (хвостовиком) состоит в том, что её верхняя часть входит внутрь ранее спущенной обсадной колонны на определённое расстояние (100-150 метров) без выхода на устье скважины [21].

По окончании бурения под эксплуатационную колонну, а также после проведения геофизических исследований необходимо произвести промывку скважины (2 цикла) с такой же производительностью, что и при бурении. Ствол шаблонируется компоновкой, применявшейся при последнем долблении. Параметры бурового раствора должны соответствовать проектным. Проработка производится по данным геофизических исследований ствола скважины в местах посадок и затяжек.

Спуск и цементирование «хвостовика» проектируется с помощью комплекта технологического оборудования ТГС фирмы «УДОЛ» [21], предназначенного для спуска и цементирования потайных обсадных колонн диаметром 101,6 и 114,3 мм в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах.

Обсадная колонна должна иметь следующие элементы оснастки:

Элементы оборудования ТГС, соответствующим образом включённые в компоновки обсадной и бурильной колонн, и технология производства работ после спуска потайной колонны обеспечивают её подвешивание на предыдущей колонне, отсоединение от бурильных труб, на которых производится её спуск, и герметизацию межколонного пространства в верхней части потайной колонны при помощи пакера. Отсоединение бурильных труб от потайной обсадной колонны осуществляется вращением колонны бурильных труб вправо.

Схематическое расположение спускаемого в скважину бурильного инструмента и потайной колонны с элементами из комплекта оборудования ТГС представлено на рисунке 2.8.

Башмак (1) предназначен для направления колонны по стволу скважины и защиты её от повреждений при спуске. Башмак состоит из наконечника и корпуса, соединённых резьбой. В наконечнике выполнены центральное и три радиальных отверстия диаметром 12 мм.

Обратный клапан - ЦКОД (цементировочный клапан обратный дроссельный) предотвращает самопроизвольное заполнение обсадной колонны цементным раствором из затрубного пространства. Обратный клапан состоит из седла, ввёрнутого в корпус с «правой» резьбой плунжера с пружиной, поджимаемой к седлу пяткой, вворачиваемой в корпус с левой резьбой.

«Стоп» - кольцо предназначено для посадки очистительной (нижней) и продавочной(верхней) пробок в момент завершения процесса закачивания цементного раствора в затрубное пространство обсадной колонны. «Стоп» - кольцо состоит из корпуса и седла, соединенных герметичным резьбовым соединением. В седле выполнена специальная упорная резьба, обеспечивающая стопорение, зацепление очистительной пробки.

Продавочная пробка предназначена для разделения бурового и цементного растворов в бурильных трубах.

Очистительная пробка служит гнездом для посадки в неё продавочной пробки и для разделения бурового и цементного растворов в обсадной колонне.

После посадки в очистительную (нижнюю) пробку тандем перемещается к «стоп» - кольцу. Продавочная пробка состоит из упора, четырех манжет, трех втулок и прижимной гайки, одетых на ось наконечника. В канавке наконечника установлены два резиновых кольца. Разрезное кольцо имеет специальную упорную резьбу для фиксации в очистительной пробке.

Клиновая подвеска предназначена для подвешивания обсадной колонны в предыдущей колонне. Принцип работы клиновой подвески. При входе подвески в предыдущую колонну рессоры упруго деформируются. При этом на контактных поверхностях рессор и внутренней поверхности спущенной ранее колонны возникают значительные силы трения, препятствующие перемещению к забою обсадной и бурильной колонн.



Рисунок 2.8. Схематическое расположение спускаемого в скважину комплекта оборудования, бурильных и обсадных труб

Это сопротивление при спуске преодолевается собственным весом труб. Допустив «хвостовик» на требуемую глубину, необходимо приподнять колонну на 0,5 м, при этом обойма с рессорами остается на месте до выхода штифтов ствола подвески из замка байонета. Поворотом бурильных труб влево на 90^о штифты ствола подвески выводятся из зацепления с байонетом. При дальнейшем спуске колонны к забою, ствол клиновой подвески раздвигает плашки до упора во внутреннюю поверхность предыдущей колонны и подвеска, воспринимая вес спущенной обсадной колонны, заклинивается в предыдущей колонне.

Пакер, совмещенный с адаптером, предназначен для герметизации межколонного пространства в верхней части потайной колонны.

Под действием веса бурильной колонны при опоре торцевых упоров посадочной головки на верхний торец стакана адаптера срезаются штифты, удерживающие цангу. Резиновые элементы уплотнителя деформируются, расширяясь в радиальном направлении. После достижения заданного уплотнения плашки цанги срезают стопорные штифты и раздвигаются по конусу, фиксируя при этом всю обсадную колонну от движения вверх. При этом резиновые элементы уплотнителя пакера окончательно перекрывают заколонное пространство потайной колонны.

Сальниковый узел предназначен для сохранения герметичности кольцевого пространства в верхней части обсадной колонны до и после разъединения бурильных труб и обсадной колонны по «левой» резьбе.

Переводник с «левой» резьбой (13) предназначен для соединения и разъединения установочного инструмента вместе с бурильными трубами и адаптером с обсадной колонной.

Посадочная головка (14) с механизмом выдвижных торцевых упоров предназначена для передачи осевого усилия на пакер при его раскрытии.

Толстостенная переходная труба (15) с посадочной головкой и переводником с левосторонней резьбой предназначена для присоединения адаптера к бурильным трубам.

Центратор - фильтр (корзина) (16) предназначен для центрирования толстостенной переходной трубы в корпусе адаптера и предотвращения попадания в адаптер шлама и посторонних предметов, а также для исключения возможности срабатывания пакера при возвратном движении колонны бурильных труб к устью.

Центраторы для остальных участков эксплуатационной колонны устанавливаются в следующих местах:

- на 3-х последних (верхних) трубах колонны, выходящих на устье (по одному на трубу);

- на 3-х трубах, находящихся в нижней части предыдущей колонны (по одному на трубу);

- в интервалах изменения кривизны скважины (по одному на трубу);

в интервалах всех нефтегазоносных пластов. Минимальное количество - 4 (два выше и два ниже пласта).

Вся оснастка обсадной колонны учитывается при составлении проекта на строительство скважины, но место ее установки корректируется по данным геофизических исследований.

До начала спуска колонны необходимо:

- проверить состояние фундаментов, вышки и других агрегатов установки и выявленные неполадки устранить;

- отцентрировать вышку относительно устья;

- обеспечить исправность бурового оборудования, насосов. Приемные емкости очистить от шлама и грязи;

- проверить исправность и точность показаний индикатора веса, манометров и других КИП на буровой;

- заготовить необходимое количество продавочной жидкости.

Фактической глубиной скважины считается глубина, определенная с помощью каротажного прибора, спущенного в скважину во время заключительных геофизических работ.

Осложнения ствола скважины (поглощения бурового раствора и др.) должны быть ликвидированы до начала спуска колонны.

Подготовка обсадных труб для спуска в скважину производится в управлении «Нефтебурсервис». Обсадные трубы эксплуатационных колонн, до спуска в скважину подвергаются в трубном цехе управления «Нефтебурсервис», гидроиспытанию с выдержкой не менее 30 сек при внутреннем давлении превышающим не менее чем на 5% внутреннее избыточное давление, действующее на трубы. В нашем случае это давление составляет 350 кгс/см².

Технологическая служба на буровой производит наружный осмотр труб и укладку их в порядке очередности спуска. Количество завозимых обсадных труб должно быть больше на 5% от расчетного. Перед спуском обсадной колонны в скважину отдельные элементы оборудования ТГС должны быть осмотрены, прошаблонированы и инструментально измерены. Основной целью проверки оборудования является обеспечение его работоспособности на различных этапах технологических процессов (спуск, подвешивание, отсоединение, цементирование и герметизация верхней части потайной колоны).

Установочный инструмент, пакер с адаптером, механическая подвеска и очистительная пробка собираются на буровой непосредственно перед спуском колонны или предварительно на БПО и доставляются на буровую в собранном виде, уложенным в контейнер.

После сборки низа обсадной колонны начинается спуск колонны («хвостовика» 102 мм).

Спуск «хвостовика» производится сначала на элеваторе, хомутах и спайдере [21], соответствующих по размерам и грузоподъемности обсадной колонне. После спуска 749 м обсадной трубы спуск «хвостовика» продолжить на бурильных трубах, которые использовались при бурении - БН-73х9-Д. Их количество равно глубине, на которой находится «голова хвостовика» - 2580 м. Бурильные трубы, используемые при спуске и цементировании «хвостовика», должны быть опрессованы, прошаблонированы по минимальному внутреннему диаметру, проверены наружным осмотром и дефектоскопией. Давление опрессовки бурильных труб должно быть в 1,5 раза больше максимально ожидаемого при цементировании, но не менее 300 атм.

Технологическая оснастка обсадных колонн и применяемые при спуске инструменты заблаговременно подготавливаются, при этом (на базе производственного обслуживания или в условиях буровой):

- проверяется соответствие присоединительной резьбы башмака резьбе обсадной колонны;

- опрессовывается обратный клапан;

- проверяется соответствие размеров оснастки диаметрам скважины и обсадной колонны;

При спуске обсадной колонны осуществляется шаблонирование труб. В компоновке низа обсадных колонн используются обратный клапан, обеспечивающие самозаполнение колонны жидкостью. В его конструкцию входит резино-меловой шар, вес шара подбирается в зависимости от плотности бурового раствора. Если самозаполнение не происходит, необходимо производить долив раствора с использованием устройств для выпуска воздуха и спуск колонны должен производиться с доливом на устье.

При спуске обсадной колонны необходимо постоянно наблюдать за характером вытеснения бурового раствора из скважины для того, чтобы своевременно отметить поглощение жидкости.

Скорость спуска обсадной колонны и гидравлическая программа цементирования рассчитаны таким образом, чтобы не допустить гидроразрыва пластов. При подходе к забою колонну необходимо спускать с минимальной скоростью. Промывка производится при необходимости.

После спуска первых 10 труб необходимо восстановить циркуляцию. При этом низ обсадной колонны должен быть выше башмака предыдущей колонны. Промежуточные промывки в открытом стволе производятся в случае посадок. При этом осуществляется расхаживание обсадных колонн.

Резьбовые соединения закрепляются машинными ключами.

Спуск обсадной колонны начинается только после проведения полного комплекса подготовительных операций, при наличии на буровой утвержденного и доведенного до каждого исполнителя плана работ. Отступление от плана допускается только по согласованию с должностными лицами, утвердившими его.

После спуска обсадной колонны осуществляется подвешивание «хвостовика» на предыдущей колонне при вращении его на 1/4 оборота против часовой стрелки («влево») и разгрузке на величину его веса.

Комплект технологического оборудования и установочного инструмента ТГС позволяет производить цементирование хвостовика с отворотом установочного инструмента от хвостовика по левой резьбе после окончания процесса цементирования.

Отсоединение бурильных труб от обсадной колонны обеспечивается путем вращения бурильных труб (не менее 20 оборотов) «вправо» при нагрузке на разъединитель 18-26 кН.

К плану работ по креплению скважины прикладывается таблица проверочного расчета обсадных колонн. Вес колонн должен строго контролироваться при спуске, промывке, расхаживании, цементировании.

При строительстве боковых стволов в УПНП и РС применяются колонны импортного производства, которые спускаются одной секцией.

Заключение

В работе отражены следующие вопросы: геологическое строение Речицкого нефтяного месторождения, разработана технология восстановления скважины бурением бокового ствола, показано влияние различных параметров режима бурения и бурового раствора на эффективность углубления бурящейся скважины и произведен обоснованный выбор этих параметров, породоразрушающего инструмента и новых технических средств.

При бурении бокового ствола и его креплении, приведены расчеты на прочность бурильной колонны и расчет процесса цементирования эксплуатационной колонны - хвостовика диаметром 102 мм, подробно освещены вопросы освоения восстанавливаемой скважины.

В третьей главе были определены технико-экономические показатели по восстановлению скважины. Сумма затрат на строительство скважины составила 1142,249 тыс. руб. в ценах на 1991 год. В четвертой главе рассмотрены вопросы охраны труда и защиты окружающей среды.

Выводы: в качестве новых технических средств и технологий с целью повышения эксплуатационных показателей при проводке бокового ствола восстанавливаемой скважины №227 Осташковичского месторождения предлагается использовать новый высокооборотный двухсекционный винтовой забойный двигатель 2Д-76 4/5.80, обладающий достаточной мощностью, высокими рабочим моментом и частотой вращения вала в компоновке с алмазным импрегнированным долотом типа 3 1/4» Ti3105C.

Для крепления новых стволов, забуренных из обсаженных скважин диаметром 194, 168, 146 мм рекомендуется использовать «хвостовики» из обсадных труб диаметром 114, 102 мм.

Обсадные трубы диаметром от 140 до 89 мм могут быть использованы для крепления участков скважины с интенсивностью искривления до 5-6° на 10 м проходки.

Бурение бокового ствола скважины №227S2 Осташковичская намечено в восточной части структуры Осташковичского месторождения с целью эксплуатации нефтяной залежи воронежского горизонта.

Ствол скважины 227S2 Осташковичская забуривается на глубине 2680 м через две обсадные колонны диаметрами: D 140 мм и D 194 мм с разворотом по азимуту (Д.У.) вправо от 129^о до 248^о и набором зенитного угла от 7,8^о до 43,2^о; смещение от точки зарезки до проектной точки 331 м на глубину 3329 м по стволу (3166 м по вертикали).

Был подобран буровой раствор с вязкостью 1,31 г./см³, обеспечивающей полный вынос металлического шлама. После проходки второго ствола скважины произведено цементирование обсадной колонны, гидропескоструйная перфорация и вызов притока. Для этого был замен буровой раствор на воду и снижение уровня жидкости в стволе скважины, а также выполнены мероприятия по интенсификации притока.

Предложения: предлагается использовать новый высокооборотный двухсекционный винтовой забойный двигатель 2Д-76 4/5.80, обладающий достаточной мощностью, высокими рабочим моментом и частотой вращения вала в компоновке с алмазным импрегнированным долотом типа 3 1/4» Ti3105C.

Список используемых источников

1 Иванова, М.М. и др. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа / М.М. Иванова, Л.Ф. Дементьев, И.П. Чоловский. - М.: Недра, 1985. - 422 с.

2 Тектоника Припятского прогиба. - Минск: Наука и техника, 1979. - 176 с.

3 Шустеф, И.Н. Геологические основы технологических решений в разработке нефтяных месторождений / И.Н. Шустеф. - М.: Недра, 1988. - 198 с.

4 Гарецкий, Р.Г. Особенности глубинного строения и палеогеодинамика Припятского прогиба. Палеогеодинамика нефтегазоносных бассейнов Восточно-Европейской платформы / Р.Г. Гарецкий, С.В. Клушин. - Мн., 1994. - с. 20-40.

5 Гарецкий, Р.Г. Тектоника Припятского прогиба / Р.Г. Гарецкий, А.В. Матвеев. - Мн.: Институт геологических наук НАН Беларуси, 2004. - 392 с.

6 Бойко, В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учебник для вузов / В.С. Бойко. - М.: Недра, 1990. - 427 с.

7 Вадецкий, Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин / Ю.В. Вадецкий. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1978. - 471 с.

8 Вадецкий, Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. Учебник для техникумов / Ю.В. Вадецкий. - 5-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1985. - 421 с.

9 Калинин, А.Г. Профили направленных скважин и компоновки низа бурильных колонн / А.Г. Калинин. - М.: Недра, 1995. - 305 с.

10 Калинин, А.Г. Бурение наклонных и горизонтальных скважин / А.Г. Калинин. - М.: Недра, 1997. - 648 с.

11 Мирзаджанзаде, А.Х. Технология и техника добычи нефти / А.Х. Мирзаджанзаде. - М.: Недра, 1986. - 382 с.

12 Муравьёв, В.М. Справочник мастера по добыче нефти / В.М. Муравьев. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1975. - 264 с.

13 Оганов, А.С. Современное состояние и перспективы бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин с большими отклонениями ствола от вертикали / А.С. Оганов. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1999. - 35 с.

14 Сароян, А.Е. Бурильные колонны в глубоком бурении / А.Е. Сароян. - М.: Недра, 1979. - 231 с.

15 Положение об организации работ по охране труда и промышленной безопасности в РУП ПО «Белоруснефть». - Гомель, 2003. - 91 с.

16 Инструкция по охране труда для рабочих бригад ЦПКРС. - Речица, 2004. - 254 с.

17 СТП 39-17-99. Технология бурения новых стволов при восстановлении скважин. - Гомель, 2001. - 30 с.

18 СТП 00-066-96. Технология и техника управления искривлением при бурении глубоких скважин. - Гомель, 1997. - 36 с.

19 СТП 39-25-2000. Буровые растворы. - Гомель, 2001. - 66 с.

20 Инструкция по расчёту обсадных колонн для горизонтальных скважин. - М.: ОАО «Нефтяник», 1999. - 33 с.

21 СТП 39-20-2000. Крепление нефтяных скважин. - Гомель, 2000. - 38 с.

22 СТП 00-090-89. Испытание и освоение скважин. - Гомель, 1984.

23 СТП 00-055-84. Заканчивание нефтяных скважин. - Гомель, 1984.

24 СТП 39-02-98. Установка цементных мостов. - Гомель, 1998. - 22 с.

25 И 39-29-2001. Руководство по эксплуатации телесистем СТТ ЗП. - Гомель, 2001. - 20 с.

26 Отчёт о выполненной работе: Инженерно-технологическое сопровождение буровых работ с использованием новых технологий и техники при строительстве скважин. - Гомель, 2006. - 103 с.

27 Отчёт о научно-исследовательской работе: Составление схем разработки нефтяных месторождений РУП ПО «Белоруснефть». Уточнение технологических показателей разработки Осташковичского месторождения. Кн.1. - Гомель, 2009. - 380 с.

28 Карташ, Н.К. Повышение нефтеотдачи путем бурения вторых стволов / Н.К. Карташ. - Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: Сб. науч. Тр. - Вып.5. - Гомель: БелНИПИнефть, 2004.

Размещено на Allbest.ru

...