Раздел 2. Современная технология бурения многоствольных скважин.

2.1. Современная классификация многозабойных скважин (уровни сложности).

При проектировании, бурении и заканчивании многозабойных скважин (МЗС) нефтяными компаниями во всем мире применяется специальная терминология.

Многозабойная скважина – скважина, состоящая из основного ствола и одного или нескольких ответвлений (основной ствол может быть вертикальным, наклонным или горизонтальным).

Боковой ствол – ствол, пробуренный из основного ствола скважины.

Горизонтальное ответвление – ствол, пробуренный от горизонтального ствола в вертикальном направлении.

Вертикальное ответвление – ствол, пробуренный от горизонтального бокового ствола в вертикальном направлении.

Двухзабойная скважина – многозабойная скважина с двумя боковыми стволами.

Многозабойная скважина с противоположными ответвлениями – МЗС с двумя боковыми стволами, угол между которыми равен 180⁰.

Рядная многозабойная скважина – многозабойная скважина с параллельными боковыми стволами, расположенными в ряд по вертикали один над другим.

Точка разветвления – место пересечения основного ствола с ответвлениями или ответвлений между собой. Имеются два основных типа точек разветвления – обсаженная с цементированием и без него, а также необсаженная.

Основой для выбора технологии бурения можно считать горно-геологическое  строение каждого конкретного месторождения, а также конструктивные особенности техники для бурения МЗС.

С целью более точного определения характеристик объектов разработки необходимо проводить компьютерное объемное моделирование режимов работы продуктивных пластов.

Д ля облегчения проектирования и эксплуатации МЗС разработана классификационная матрица (рис. 1.19), определяющая типы МЗС (уровень по TALM, т.е. так называемому «техническому продвижению технологии бурения многозабойных скважин») и позволяющая:

- провести в соответствие тип МЗС и проектируемый процесс бурения;

- улучшить степень сравнения сложности бурения скважин на различных месторождениях;

- определить рекомендации и требования к эксплуатации МЗС по ее типам. Классификация многозабойных скважин по назначению состоит из двух разделов: «Описание скважины» и «Описание стыка» и позволяет получить более подробную техническую информацию о скважине. Классификация предназначена для уточнения важнейших требований при проектировании многоствольной скважины или описании

имеющейся скважины. В скважине с двумя и более стыками описывается каждый узел в направлении снизу вверх.

Первый показатель состоит из одной цифровой характеристики, описывающей технологические параметры всех типов разветвленной части МЗС (рис. 20,21)

Т ип I – основной ствол и боковые ответвления не имеют крепления обсадными трубами, или в каждом стволе подвешенный хвостовик.

Тип II – основной ствол обсажен и зацементирован, боковой ствол имеет открытый забой или оснащен хвостовиком (фильтром).

Т

Рис. 20,21.Функциональная иерархия НТМС (Baker Oil Tools)

ип III – основной ствол обсажен и зацементирован, боковой ствол обсажен без цементирования (возможно крепление у точки разветвления без цементирования).

Тип IV – основной и боковой стволы обсажены и зацементированы  (боковой ствол имеет хвостовик (фильтр).

Тип V – основной и боковой стволы обсажены и зацементированы (технологическое оборудование для добычи крепиться с использованием пакера).

Тип VI – основной ствол обсажен и зацементирован, боковой ствол обсажен без цементирования.

Тип VII – основной ствол имеет забойное разветвление и крепление оборудования для раздельной добычи.

Второй показатель состоит из представленных буквенной и цифровой характеристик, описывающих скважину по ее технологическому оборудованию для добычи/нагнетания. На рисунках 8-14 показаны уровни сложности многозабойных скважин иерархия НТМС и фирмы Baker Hughes.

Описание скважины:

«Новая» или бездействующая скважина. Выбор способа выхода из обсадной колонны и герметичности стыка по давлению, должны решаться в зависимости от конкретных условий.

Количество соединительных узлов – фактор при оценке степени сложности скважины.

• Уровень 1 – Открытое/незакрепленное окно

• Уровень 2 – Обсаженный и зацементированный  основной ствол, открытый боковой ствол

•  Уровень 3 – Обсаженный и зацементированный основной ствол, обсаженный, но незацементированный боковой ствол

•  Уровень 4 – Оба ствола обсажены и зацементированы

•  Уровень 5 – Гидравлическая изоляция окна за счет оборудования (цемент не является барьером)

•  Уровень 6 – Гидравлическая изоляция окна за счет обсадной колонны (цемент не является барьером)

•  Уровень 6S – Система Downhole Splitter, большой кондуктор и два меньших боковых ствола

• Тип скважины – добывающая – с механизированной добычей или без  механизированной добычи, нагнетательная или многоцелевая.

• Тип заканчивания – описание заканчивания над эксплуатационным пакером, который определяет тип необходимого оборудования для стыка.

• Описание стыка:

• Связность – в двухствольных скважинах используется тот же показатель, что и при классификации по сложности. Для скважин с двумя и более стыками каждый стык классифицируется отдельно. При необходимости герметичности «по давлению» этот показатель также учитывается.

• Уровень доступа – описание необходимого уровня доступа для повторного входа в боковой ствол.

• Управление дебитом – описание степени контроля за добычей или потоком нагнетаемой жидкости через узел стыка.

• Перед показателем имеется указание на тип самой скважины (новая – тип N, восстанавливаемая – тип Е):

• Тип РА – добыча с применением насосного оборудования (при бурении новых скважин).

• Тип PN – добыча с использованием естественного режима (при бурении новых скважин).

• Тип IN – нагнетание (при восстановлении скважин).

• Тип MP – многоцелевые (при восстановлении скважин).

• Технологическое оборудование может различаться по способу заканчивания МЗС, например:

• - одновременная добыча из всех ответвлений;

• - раздельная добыча из ответвлений;

• - добыча с применением концентричной колонны труб.

• Для характеристики технологического оборудования точки разветвления по возможности повторного вхождения в продуктивный пласт или ремонтных работ по восстановлению продуктивности, используются следующие обозначения:

• Тип NR – без возможности повторного входа в пласт.

• Тип PR – с возможностью повторного входа при использовании подвесного оборудования.

• Тип TR – с возможностью повторного входа при использовании предварительно вырезанных «окон» в обсадных трубах или колонны НКТ.

• Для характеристики технологического оборудования, применяемого для контроля притока из продуктивного пласта и нагнетания в продуктивный пласт, используются следующие типы:

• Тип NON - без контроля притока/нагнетания.

• Тип SEL - с контролем притока/нагнетания при раздельной эксплуатации ответвлений (при наличии сетчатого хвостовика на точке разветвления или системы пакеров для раздельной эксплуатации стволов).

• Тип SEP - с контролем притока/нагнетания при раздельной эксплуатации ответвлений (при наличии системы пакеров для раздельной эксплуатации стволов).

• Типы KEM и RMC – соответственно с дистанционным  наблюдением за притоком/нагнетанием и с дистанционным управлением и контролем притока/нагнетания.

• Конкретная МЗС может иметь сочетание указанных показателей

Например, TAML 2; N-1PN-S/2-TR-SEL.

Наименования и цифры, приведенные в классификации многоствольных систем, отражают характеристики скважины. Данная многоствольная система относится ко второму уровню сложности. Основной ствол обсажен и зацементирован, а боковой ствол не обсажен; или в нем может быть подвешен заранее проперфорированный хвостовик (фильтр). Аббревиатура N-1PN-S/2-TR-SEL означает, что скважина является новой (N), с одним соединительным узлом (1), добывающая (Р) на естественном режиме притока (N) с заканчиванием одного ствола (S). Стык: основной ствол обсажен и зацементирован (2) с возможностью повторного выхода в боковой ствол через НКТ (TR) и избирательной добычей (SEL). Например, TAML 5 Е-2IN-D/2-PR-NON/5 (20,7 МПа)- TR-SEP.

• МЗС имеет следующую конструкцию – в основном стволе выше точки разветвления установлена система пакеров для раздельной эксплуатации стволов. Боковой ствол обсажен и зацементирован.

• Сочетание Е-2-IN-D показывает, что МЗС является восстановленной, с двумя точками разветвления, работает как нагнетательная, а также имеет оборудование для раздельной эксплуатации двух стволов.

• Сочетание 2-PR-NON/5 (20,7 МПа) – TR-SEP дает представление о способе эксплуатации МЗС. Для нижней точки разветвления 2-PR-NON: без контроля притока, с использованием технологии повторного входа, с обсаженным и зацементированным основным стволом, а боковой ствол – открыт. Для верхней точки разветвления 5 (20,7 МПа)- TR-SEP:  в основном стволе выше точки разветвления установлена система пакеров (на рабочее давление 20,7 МПа) для раздельной эксплуатации стволов, с использованием технологии повторного входа, а также с оборудованием для раздельной эксплуатации двух стволов.

• Существуют системы заканчивания NAML, DSML и LRS, каждая из которых имеет отличительные особенности.

• Система NAML  (так называемая «система без доступа к ответвлениям при ремонтных работах») является комбинацией обычного оборудования для контроля притока флюида из продуктивного пласта, включая ответвления основного ствола. Эта система состоит из двух пакеров – нижнего и верхнего – разделяющих ответвления от основного ствола и позволяет осуществлять выборочную эксплуатацию ответвлений. Данная конструкция не может  обеспечить проведение ремонтных работ, поэтому необходимо извлекать систему на поверхность.

• Система DSML (так называемая «система с двойной колонной труб») представляет собой систему с сочетанием трех пакеров, первый из которых находится в ответвлении, а второй и третий – в основном стволе соответственно выше и ниже точки разветвления. Эта система позволяет гидравлически полностью изолировать ответвления от основного ствола. Уникальной особенностью данной системы является обеспечение возможности ремонтных работ в любом из существующих в МСЗ ответвлений при использовании обычных технологических. 

2.2. Опыт и перспективы многоствольного бурения на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». 

Цели зарезки.

• Вывод скважин из бездействия. Именно с этого в 1999 г. в ОАО «Сургутнефтегаз» начались работы по зарезке боковых стволов.

• Выработка недренируемых участков (краевые зоны месторождения). В основном запасы, расположенные в краевых зонах месторождений или вблизи границы выкливания пласта характеризуются малыми толщинами при высоких коэффициентах нефтенасыщенности. Как правило, заложение на этих участках новых скважин экономически нецелесообразно. Однако в некоторых случаях из пробуренной скважины можно зарезать боковой ствол и получить дополнительную добычу нефти, извлечь которую другими средствами невозможно.

• Интенсификация добычи из малопроницаемых коллекторов. Бурение горизонтальных боковых стволов из старых наклонно направленных скважин показало высокую эффективность по малопроницаемым юрским отложениям; дебиты нефти увеличились в семь и более раз.

• Снижение обводненности продукции. В высокообводненных пластах остаются участки с высокой нефтенасыщенностью. При разбуривании боковыми горизонтальными стволами подкровельной части таких пластов удается существенно повысить коэффициент извлечения нефти. Фактически проводится уплотняющее бурение, но с более низкими затратами. В качестве примера можно привести пласты группы 4-8 Федоровского месторождения.

• Уход от фронта обводнения (нагнетания). При разработке пластов с использованием жестких систем заводнения при прорыве фронта закачиваемых вод добывающие скважины быстро обводняются.

•  В большинстве случаев не удается надежно изолировать обводненные интервалы пласты, поэтому Зарезка бокового горизонтального ствола с уходом от фронта нагнетания в дано случае является самым эффективным методом.

• Переход на другой (нижележащий) пласт, доразведка. На месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» промышленное бурение в 60-80-х гг. велось на высокопродуктивные пласты. Низкопродуктивные пласты, как правило, залегающие ниже, не разрабатывалиь. В результате геология нижележащих пластов полностью не изучена и требуется дополнительное разведочное бурение. Углублением старых бездействующих скважин проблемы доразведки можно решить со значительно меньшими затратами, т.к. стоимость бурения бокового ствола в 2-3 раза ниже стоимости разведочной скважины. К тому же после доразведки пласт вводится в разработку без затрат на обустройство.

В ОАО «Сургутнефтегаз» силами специально созданного управления по зарезке боковых стволов и капитальному ремонту скважин на 01.01.2006 года были проведены зарезки более чем на 1500 скважинах 17 месторождений. Из них 72 скважины со сложно-построенными стволами: 23 скважины с двумя горизонтальными участками, 23 скважины с пилотными стволами и 26 скважин с двумя и более боковыми горизонтальными стволами.

В настоящее время одним из перспективных направлений повышения эффективности зарезки боковых стволов является многоствольное бурение, что позволяет значительно сократить время на подготовительно-заключительные работы и переезды. Снижаются затраты на отсыпку  дорог и территории кустов. Кроме того, многоствольное бурение способствует увеличению коэффициента нефтеотдачи и периода безводной эксплуатации в связи с увеличением общей длины горизонтальных участков и контура питания скважины.

К сожалению, применение многоствольного бурения ограничивается технологическими и геологическими причинами. К технологическим причинам можно отнести ограничения по диаметру используемого оборудования в связи с малым диаметром скважин (146 и 168 мм), из которых производится зарезка боковых стволов. Для скважин с одним и двумя горизонтальными боковыми стволами существует возможность заканчивания вплоть до четвертого уровня TAML включительно. Для скважин с большим количеством боковых горизонтальных стволов применение четвертого уровня заканчивания связано с увеличением трудоемкости и высокой вероятностью аварийности. К геологическим причинам можно отнести наличие водонасыщенных горизонтов в разрезе, вскрываемом боковым стволом. По этой причине было принято решение пробурить две скважины с четырьмя боковыми горизонтальными стволами с малым радиусом искривления и сохранением основных стволов на скважинах, где расстояние между водонасыщенным пластом и эксплуатационным горизонтом составляет 130-180 м по вертикали.

П роектную схему строительства многоствольной скважины. Бурение основного наклонно направленного ствола до проектной глубины осуществляется по традиционной для месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» технологии строительства скважин со спуском и цементированием 168-мм эксплуатационной колонны. Бурение боковых стволов выполняется снизу вверх. При этом рекомендуется следующая технология их бурения. Сначала выполняется Зарезка бокового ствола с помощью извлекаемого клина-отклонителя, устанавливаемого в эксплуатационной колонне основного ствола с помощью якорного устройства. Далее осуществляется фрезерование эксплуатационной колонны в заданном азимутальном направлении в соответствии с расчетными параметрами профиля бокового ствола. Затем бурится боковой ствол до проектной глубины забойными двигателями с применением телеметрической системы.

В

Рис. 22. Горизонтальная проекция фактического профиля боковых стволов скважины № 1529 Конитлорского месторождения

скрытие продуктивного пласта проводится с применением биополимерных буровых растворов, обеспечивающих высокую степень сохранности коллекторских свойств эксплуатационного объекта. Заканчивание скважин предусматривает обсаживание вновь пробуренного ствола 114-мм хвостовиком, который спускается в боковой ствол и подвешивается на специальном приспособлении, обеспечивающим свободное прохождение в основной ствол.

Вторичное вскрытие осуществляется с промывкой специальной перфорационной жидкостью. Последующие боковые стволы бурятся и крепятся также как и первый. Доступ в каждый боковой ствол обеспечивается при помощи специального направляющего устройства. Вызов притока, освоение основного и боковых стволов могут осуществляется как одновременно, так и отдельно для каждого ствола.

При бурении многоствольных скважин на ачимовские и юрские отложения месторождений Сургутского района предусматривается строительство наклонно направленных скважин с различным числом боковых стволов. При планируемом гидроразрыве пласта бурение основного ствола проводится с пологим участком для обеспечения заданного направления трещин гидроразрыва пласта.

Для реализации намеченного многоствольного бурения в настоящее время в ОАО «Сургутнефтегаз» начаты  опытно-промысловые работы с участием представителей нефтяной компании Baker Hughes (Baker Oil Nools), лидеров в области многоствольного бурения.

В феврале 2003 г. было начато строительство первой четырехствольной скважины. На примере ее строительства рассмотрим порядок выполнения различных технологических операций.

В обсадной колонне 168 мм устанавливается пакер, конструкция которого обеспечивает прохождение в основной ствол, а также позволяет задавать проектную ориентацию клина-отклонителя еще до его спуска в скважину, т.е. на устье. После неориентированной посадки пакера при помощи гироскопа определяется направление его паза. Клин-отклонитель спускается в скважину на фрезерах с посадочным инструментом, который садится в этот паз. Вырезание окна производится стандартный компоновкой фрезеров за одну СПО.

 Бурение бокового ствола производилось трехшарошечным долотом 124 мм винтовым забойным двигателем диаметром 95 мм или 106 мм с телеметрическим сопровождением. Телеметрическая система включала в себя инклинометр, гамма-зонд и резистивиметр, что позволило определить литологию, произвести коррекцию проектного профиля и определить вид пластового флюида непосредственно в процессе бурения. Использование зондов для каротажа во время бурения дало возможность оптимизировать траекторию ствола, провести горизонтальный участок по продуктивной зоне пласта и отказаться от окончательного каротажа.

Перед нами ставилась задача произвести зарезку окна ниже водонасыщенного пласта и войти в пласта БС-16 (Ачимовская пачка). Интервал «окна - продуктивный пласт» представлен склонными к гидратации глинами монтмориллонитовой группы, продуктивный пласт – маломощным песчаником с пропластками аргиллитов.

З

Рис. 23

. Конструкция скважины № 1899 куст 19

Конитлорского месторождения 4 ствола

адача была успешно выполнена. Бурение боковых стволов производилось на солевом биополимерном растворе с высокой ингибирующей способностью. Содержание коллоидной фазы в растворе во время бурения боковых стволов составляло 3-10 кг/м³, что позволило обеспечить качественное вскрытие продуктивного пласта. В процессе бурения затяжек, прихватов, сальникообразования не наблюдалось. Раствор имел достаточную смазывающую способность, что подтверждалось невысоким крутящим моментом и дохождением нагрузок да забоя.

Интенсивность пространственного искривления составила 6-11⁰/10 м, при этом длина первого бокового ствола до входа в пласт АЧ-1-107 м. Зенитный угол входа в цель (кровля АЧ-1) составил 62-85⁰. Длина горизонтальных участков после входа в продуктивный пласт – 260-300 м.

По окончании бурения стволы были проработаны и обсажены потайными хвостовиками 102 мм с перфорированными фильтрами.

После завершения работ по первому боковому стволу клин-отклонитель был извлечен, а пакер остался в скважине. Это позволило производить ориентирование клин-отклонителей относительно пакера для остальных боковых стволов.

После запуска многоствольных скважин их суточный дебит увеличился в 1-012 раз.

Опыт строительства четырехствольных скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» позволил сделать следующие выводы:

- многоствольное бурение возможно при наличии надкровельных глин мощностью 130-180 м;

- количество стволов ограничено только требованиями проекта на разработку месторождения и мощностью надкровельных глин;

- бурение первых четырехствольных скважин позволило значительно сократить затраты на капитальное строительство за счет отказа от бурения новых скважин;

- производительность скважин пропорциональна количеству стволов.

Цикл бурения и крепления многоствольной скважины 3-го уровня с использованием крюка подвески.

Порядок проведения работ (рисунки 11-23, фазы 1-13).

• Первый боковой ствол

• Произвести переезд бригады и вспомогательного оборудования.

• Остановить соседние скважины согласно ПБ 08-624-03.

• Ознакомить бригаду с планом работ, провести инструктаж бригады по безопасным методам ведения работ с записью в вахтовом журнале.

• Смонтировать подъемный агрегат «Кардвелл-210» и рабочую площадку с системой промывки и очистки бурового раствора.

• Произвести инструментальный замер бурильного инструмента и инструментальный замер превышения ствола ротора подъемного агрегата «Кардвелл-210» над муфтой кондуктора с составлением акта.

• В дальнейшем при выполнении СПЛ с целью достижения соответствия меры инструмента заданным глубинам скважинам при подсчете меры инструмента учитывать разницу превышения над муфтой кондуктора стола ротора буровой установки и стола ротора подъемного агрегата «Кардвелл».

• Смонтировать приемные емкости горизонтально при помощи уровнемера.

• Произвести запуск бригады в работу.

• Демонтировать фонтанную арматуру.

• Установить плашечный превентор, спрессовать совместно с запорной компоновкой на максимально возможное давление, но не более 128 атм. И не менее 30 атм., с составлением акта опрессовки ПВО. Провести обучение и инструктаж с записью в вахтовом журнале.

• Поднять подземное оборудование (при его наличии).

• Спрессовать ПВО (глухие плашки) на максимально возможное давление, но не более 128 атм. и не менее 30 атм. с составлением акта.

• Установить в желобах системы очистки бурового раствора магниты для улавливания металлической стружки, образующейся в процессе фрезерования «окна» в ЭК.

Рис. 24. Многоствольная скважина 3-его уровня (Baker Oil Tools)

Фаза 1: Очистка ствола

Рис. 25. Многоствольная скважина 3-его уровня (Baker Oil Tools)

Фаза 2: Установка искусственного забоя

Рис. 26. Многоствольная скважина 3-его уровня (Baker Oil Tools)

Фаза 3: Установка нижнего отклонителя

Рис. 27. Многоствольная скважина 3-его уровня (Baker Oil Tools)

Фаза 4: Зарезка нижнего окна

Р ис. 28. Многоствольная скважина 3-его уровня (Baker Oil Tools)

Фаза 4: Бурение нижнего бокового ствола

Рис. 29. Многоствольная скважина 3-его уровня (Baker Oil Tools)

Фаза 5: Бурение ствола

Фаза 6: Извлечение отклонителя

Рис. 30. Многоствольная скважина 3-его уровня (Baker Oil Tools)

Фаза 7: Разбуривание пробки

Рис. 31. Многоствольная скважина 3-его уровня (Baker Oil Tools)

Фаза 8: Установка крюка-подвески

Рис. 32. Многоствольная скважина 3-его уровня (Baker Oil Tools)

Фаза 9: Установка второго отклонителя

Рис. 33. Многоствольная скважина 3-его уровня (Baker Oil Tools)

Фаза 10: Прорезать окна и пробурить боковой ствол

Рис. 34. Многоствольная скважина 3-его уровня (Baker Oil Tools)

Фаза 11: Извлечение отклонителя

Фаза 12: Установка крюка-подвески

• Собрать компоновку: оконный фрез d – 124 мм + 2 арбузных фреза d – 125 мм, произвести шаблонирование ЭК на СБТ 73 мм до текущего забоя с проработкой интервала вырезанного «окна».

• Завести регенированный биополимерный раствор на солевой основе с параметрами соответственно ГТН и указаниями супервайзера фирмы ИКФ в объеме 2 объема скважины (перед закачкой произвести очистку приемных емкостей от металлической стружки и шлама). При бурении бокового ствола скважины параметры бурового раствора должны поддерживаться в соответствии с требованиями ГТН.

• Произвести очистку скважины и бурового раствора от металлической стружки (10-12 циклов). По окончании очистки раствора мастеру и инженеру ИТС составить двухсторонний акт готовности скважины к работе с телесистемой.

• Поднять компоновку.

• Опрессовать ПВО на максимально возможное давление, но не более 128 атм. и не менее 30 атм. в присутствии представителя СВО с составлением акта.

• Выполнить расстановку и подключение оборудования телесистемы.

• Подготовить компоновку низа бурильной колонны и компоновку бурильной колонны согласно расчету начальника партии ИТС, замерить длину и диаметр компоновки, занести в вахтовый журнал с эскизом (записать номера долота и забойного двигателя). Переводники использовать согласно «Технологическому регламенту по учету и движению переводников» от 17 мая 2001 г.

• Произвести инструктаж и обучение состава бригады КРС правилам пользования переговорной связью и монитором бурильщика (DDU).

• После каждого долбления перед подъемом производить контрольные замеры веса бурильной колонны на подъем и спуск с регистрацией в вахтовом журнале.

• Спустить в скважину данную компоновку на СБТ 73 мм с замером  до «окна». Перед входом в прорезанное «окно» за 10 метров скорость спуска должна быть 0,1 м/с. При не прохождении компоновки в «окно» запрещается проворачивать компоновку ротором. Необходимо приподнять компоновку выше «окна», провернуть ее на 90 градусов, пройти в «окна». Дойти до забоя. Вызвать циркуляцию.

• Осуществить бурение бокового ствола по плану работ на проводку скважины, строго следуя указаниям  ведущего инженера ИТС, до проектной глубины (глубина проектного забоя может быть откорректирована в зависимости от фактического профиля бокового ствола). Замер параметров бурового раствора производить каждые 60 минут и заносить в вахтовый журнал. При изменении параметров раствора докладывать мастеру. В открытом стволе не оставлять инструмент без движения и циркуляции. Во время бурения постоянно контролировать и своевременно очищать магниты, установленные в системе циркуляции и очистки бурового раствора.

• После вскрытия продуктивного горизонта произвести замену бурового раствора на свежеприготовленный в солерастворном узле биополимерный раствор на полимерной основе не содержащий глинистой фазы, с параметрами соответственно ГТН и указаниями супервайзера фирмы ИКФ.

• Во время бурения поддерживать производительность насоса при углах до 35⁰ – не менее 7 л/с; при углах 35-60⁰ и более – не менее 8 л/с.

• При увеличении удельного веса раствора более чем на 0,02 г/см куб. произвести по согласованию с технологическим отделом выравнивание параметров раствора до проектных значений, при необходимости выполнить очистку бурового раствора с помощью центрифуги. 

• При необходимости произвести проработку ствола роторным способом компоновкой: конусный фрез d – 124 мм; калибратор d – 123,8 мм – 2 шт,СБТ 73 мм до устья. Крутящий момент не должен превышать 900 кгс/м.

• В случае резкого снижения скорости проходки на 40 % и более или увеличения рабочего давления на стояке манифольда на 20 атм.  и более по сравнению с первоначальным при такой же нагрузке на долото прекратить углубление скважины и сменить долото. После чего продолжить бурение до проектной глубины, промыв скважину двукратным объемом раствора.

• В случае отказа в работе телесистемы поднять телесистему. Устранить неисправность и продолжительность бурение до проектного забоя.

• При отклонении фактического профиля ствола скважины от проектного из-за недостаточной интенсивности набора кривизны  существующей компоновкой произвести смену забойного двигателя с кривым переводниковым переводником согласно рекомендациям ведущего инженера телеметрической партии и продолжить бурение.

• Перед подъемом компоновки промыть забой скважины в течении 1-го цикла с производительностью насосов 8-9 л/с с параметрами ДНС не менее 90 дПа и СНС 25/30 дПа.

• Поднять инструмент с телесистемой на СБТ 73 мм.

• При комплекс ГИС (ВЭМКЗ, резистивиметр) в интервале: 150 м выше «окна» - забой с целью определения продуктивного горизонта.

• Произвести проработку бокового ствола роторным способом (скорость вращения 100-110 об/мин, вниз и вверх) с промывкой с производительностью насосов 13-14 л/с с параметрами ДНС не менее 90 дПа и СНС 25-30 л/с в интервале от « окна» до забоя компоновкой: конусный фрез d – 124 мм; калибратор d – 123,8 мм – 2 шт.; СБТ 73 мм до устья. Крутящий момент не должен превышать 900 кгс/м.

• Получить разрешение главного инженера УЗБС и КРС на крепление 1-го бокового ствола.

• Произвести спуск и цементаж колонны по дополнительному плану.

• После спуска хвостовика провести ГИС (ГК, ЛМ) по привязке «головы» хвостовика.

• Второй боковой ствол

• Произвести вырезание «окна» системой «Window Master» согласно инструкции по работе с «Windov Master» (использовать извлекаемый клин-о i клони гель). Произвести углубление в горной породе до глубины на 7 метров ниже головы клина-отклонителя.

• Произвести очистку скважины и бурового раствора от металлической стружки (10-12 циклов). По окончанию очистки раствора мастеру и инженеру ТС составить двухсторонний акт готовности скважины к работе с телесистемой.

• Выполнить расстановку и подключение оборудования телесистемы.

• Подготовить компоновку низа бурильной колонны и компоновку бурильной колонны согласно расчету начальника партии ИТС, замерить длину и диаметр компоновки, занести в вахтовый журнал с эскизом (записать номера долота и забойного двигателя). Переводники использовать согласно «Технологическому регламенту по учету и движению переводников от 17 мая 2001 г.

• Спустить в скважину данную компоновку на СБТ  73 мм с замером до «окна». Перед входом в прорезанное «окна» за 10 метров скорость спуска должна быть 0,1 м/с. При не прохождении компоновки в «окна» запрещается проворачивать компоновку ротором. Необходимо приподнять компоновку выше «окна», провернуть ее на 90 градусов, пройти в «окно». Дойти до забоя. Вызвать циркуляцию.

• Осуществить бурение бокового ствола по плану работ на проводку скважины, строго следуя указаниям ведущего инженера ИТС, до проектной глубины (глубина проектного забоя может быть откорректирована в зависимости от фактического профиля бокового ствола). Замер параметров бурового раствора производить каждые 60 минут и заносить в вахтовый журнал. При изменении параметров раствора докладывать мастеру. В открытом стволе не оставлять инструмент без движения и циркуляции. Во время бурения постоянно контролировать и своевременно очищать магниты, установленные в системе циркуляции и очистки бурового раствора.

• Во время бурения поддерживать производительность насоса при углах до 35⁰ – не менее 7 л/с; при углах 35-60⁰ и более – не менее 8 л/с.

• При увеличении удельного веса раствора более чем на 0,02 г/см куб. произвести по согласованию с технологическим отделом выравнивание параметров раствора до проектных значений, при необходимости выполнить очистку бурового раствора с помощью центрифуги.

• При необходимости произвести проработку ствола роторным способом компоновкой: конусный фрез d – 124 мм; калибратор d -123,8 мм – 2 шт, СБТ 73 мм до устья. Крутящий момент не должен превышать 900 кгс/м.

• В случае резкого снижения скорости проходки на 40 % и более или увеличения рабочего давления на стояке манифольда на 20 атм. и более по сравнению с первоначальным при такой же нагрузке на долото прекратить углубление скважины и сменить долото. После чего продолжить бурение до проектной глубины, промыв скважину двукратным объемом раствора. 

• В случае отказа в работе телесистемы поднять телесистему. Устранить неисправность и продолжить бурение до проектного забоя.

• При отклонении фактического профиля ствола скважины от проектного из-за недостаточной интенсивности набора кривизны существующей компоновкой произвести смену забойного двигателя с кривым переводником согласно рекомендациям ведущего инженера телеметрической партии и продолжить бурение.

• Перед подъемом компоновки промыть забой скважины в течение 1-го цикла с производительностью насосов 8-9 л/с с параметрами ДНС не менее 90 мПа и СНС 25/30 дПа.

• Поднять инструмент с телесистемой на СБТ 73 мм.

• По согласованию с геологической службой НГДУ провести комплекс ГИС (ВЭМКЗ) в интервале: 150 м выше «окна» - забой с целью определения продуктивного горизонта.

• Произвести проработку бокового ствола роторным способом (скорость вращения 100-110 об/мин., вниз и вверх) с промывкой с производительностью насосов 13-14 л/с с параметрами ДНС не менее 90 дПа и СНС 25-30 л/с в интервале от «окна» до забоя компоновкой: конусный фрез d – 124 мм; калибратор d – 123,8 мм – 2 шт.; СБТ 73 мм до устья. Крутящий момент не должен превышать 900 кгс/м.

• Поднять компоновку.

• Подготовить компоновку в следующей последовательности: извлекающий трюк; отбойный ясс; ловильный ясс; переводник  под гироскоп; УБТ 73 мм – 5 шт.; СБТ 73 мм – до устья. Выставить муфту гироскопа по извлекателю.

• Спустить компоновку до глубины выше 5 м от «головы» отклонителя, сориентировать, после чего медленно разгрузить. Извлечь отклонитель при помощи яссов.

• Получить разрешение главного инженера УЗБС и КРС на спуск хвостовика.

• Произвести спуск и цементаж хвостовика по дополнительному плану.

• Произвести разбивку свечей.

• Произвести спуск подземного оборудования по согласованию с НГДУ.

• Демонтировать превентор.

• Установить фонтанную арматуру, спрессовать на максимально возможное давление, но не более 150 атм. и не менее 30 атм.

• Произвести утилизацию бурового раствора.

• Демонтировать подъемный агрегат «Кардвелл 210» и оставить скважину под освоение.

• Эффективность применения методом воздействия на пласты месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» фонда скважин с боковыми стволами на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» представлена в таблице 60 (в том числе боковые стволы и многоствольное бурение) на период 2001-2015 г.г. приведены в таблице