Условия и возможности бурения вторых стволов

При вскрытии «окна» комплектом из трёх фрезеров-райберов, работы производят последовательно, начиная с райбера №1, имеющего наименьший размер, при нагрузке 2 – 3 тс и частоте вращения 40 – 60 об/мин. По мере углубления райбера частоту вращения можно увеличить до 50 – 70 об/мин при той же осевой нагрузки. После вскрытия «окна» длинной 1,4 – 1,6 метров от конца отклонителя, т.е. когда нижний коне

ц райбера уже выходит из соприкосновения с колонной, частоту вращения ротора доводят до 80 – 90 об/мин, а осевую нагрузку уменьшают до 1 тс. Райбером №2 при нагрузке 1 – 1,5 тс разрабатывают и расширяют интервал, пройденный райбером №1, по всей длине отклонителя.

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

«Окно» считается полностью вскрытым и обработанным, когда райбер №3 без вращения инструмента свободно проходит в него, при этом диаметр райбера остается не менее 142 мм.

Если диаметр райбера №3 после проработки «окна» будет менее 142 мм , то «окно» следует обработать ещё одним райбером диаметром 143 мм.

ПАРАМЕТРЫ РЕЖИМА БУРЕНИЯ ВТОРОГО СТВОЛА

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

Различают оптимальный и специальный режимы бурения.

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

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

ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ

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

В качестве промывочной жидкости при бурении вторых стволов применяют глинистые растворы, растворы на нефтяной основе, аэрированные растворы , пены и техническую воду, обработанную ПАВ.

Промывочная жидкость предназначается для:

1) очистки забоя скважины от выбуренной породы и выноса её на поверхность;

2) удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии в стволе скважины при прекращении циркуляции;

3) глинизации неустойчивых стенок и предохранение ствола скважины от обвалов и осыпей;

4) предотвращение проявления и выбросов газа, нефти и воды;

5) передачи энергии турбобуру;

6) физико – химического воздействия на горные породы и облегчения их разрушения;

7) обеспечения нормальных условий вскрытия и освоения продуктивных пластов;

8) охлаждения рабочей поверхности долота во время бурения и смазывания бурильных труб.

СПУСК И ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ КОЛОННЫ

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 стенок скважины от обвалов и разобщения пластов друг от друга.

Для крепления второго ствола применяют сплошную колонну или «хвостовик».

Сплошную колонну спускают в пробуренный ствол в том случае, когда колонна, в которой производились работы, деформирована выше вскрытого «окна» или имеет большой диаметр.

«Хвостовик» спускают на бурильных трубах со специальным переводником, имеющим левую резьбу. Конец хвостовика должен располагаться в эксплуатационной колонне на 15 – 20 м выше вскрытого «окна».

Способ цементирования выбирают в зависимости от вида колонны, спущенной в пробуренный ствол (сплошной или «хвостовика»).

Нормальное цементирование. После окончания спуска сплошной эксплуатационной колонны в процессе подготовки скважины к цементированию колонну обсадных труб периодически расхаживают и для предотвращения прихвата колонны скважину непрерывно промывают. Затем башмак колонны устанавливают цементировочную головку и закачивают цементный раствор.

Прокачав расчетное количества цементного раствора, отвинчивают стопорные болты на цементировочной головке и закачивают расчётное количество продавочного глинистого раствора. Как только заливочная пробка дойдёт до упорного кольца «стоп», называется резкий подъём давления, так называемый «удар». На этом процесс цементирования заканчивается. Краны на цементировочной головке закрывают и скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цементного раствора.

Цементирование «хвостовика». После промывки ствола скважины на устье её устанавливают цементировочную головку, в которую вставляют верхнюю секцию разделительной пробки. Закачивают расчётное количество цементного раствора, который продавливают глинистым раствором ил водой. Когда будет продавлен объём, равный внутреннему диаметру бурильных труб, верхняя секция пробки входит в нижнюю секцию и перекрывает отверстия кольца. Давление в бурильных трубах резко возрастает. Шпильки, удерживающие нижнюю секцию в переводнике, срезаются, и обе секции как одно целое перемещаются вниз по «хвостовику» до получения «удара». После этого колонну необходимо посадить на забой и путём вращения инструмента по часовой стрелке освобождают бурильные трубы с переводник от «хвостовика» и вымывают излишек цементного раствора.

ИСПЫТАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ

После окончания цементировочных работ по закрытию посторонних вод, возвратов на выше- или нижележащие горизонты, ремонтных работ, а также после цементирование колонны или «хвостовика» при бурении второго ствола, эксплуатационную колонну испытывают на герметичность.

Испытание способом опрессовки. Устье скважины оборудуют специальной опрессовочной головкой с манометром. Жидкость в колонну обсадных труб нагнетают таким образом, чтобы обеспечить плавное увеличение давления. На устье скважины оно должно быть на 20% больше, чем ожидаемое максимальное после освоения скважины.

Испытание способом снижения уровня. Уровень жидкости в обсадной колонне понижают поршеванием, тартанием с помощью компрессора, бесштанговых или штанговых глубинных насосов или путем вытеснения жидкости из эксплуатационной колонны бурильными или насосно-компрессорными трубами. Снижать уровень в колонне в пределах 800 – 1000 м можно оттартыванием обыкновенной желонкой.

Список используемой литературы

1. ОвнатановС.Т., Амиров А.Д., Яшин А.С. Капитальный ремонт

 Скачать реферат