Приготовление промывочных жидкостей

Приготовление, утяжеление и обработка буровых растворов, а также их очистка от выбурен­ной породы — важные процессы при бурении скважин. От качества бурового раствора в значи­тельной мере зависит успех проводки скважины.

В ОАО «Сургутнефтегаз» буровые растворы готовят при помощи механических мешалок (гли­номешалок). Глинистый раствор в глиномешалке готовят периодически или непрерывно. При периодическом способе приготовления в глиномешалку заливается-вода, затем забрасывается гли­на. Через 45—55 минут проверяют вязкость раствора. Как только вязкость становится равной за­данной величине, глиномешалку останавливают, открывают нижний люк и готовый раствор сли­вают в приемную емкость. Затем цикл повторяется.

При непрерывном способе приготовления с торцовой стороны глиномешалки на уровне ра­створа приваривают сливной патрубок. В глиномешалку непрерывно через люк забрасывают гли­ну, снизу поступает вода. Через верхний сливной патрубок готовый глинистый раствор непрерыв­но поступает в желобную систему и через нее в приемную емкость. Поступление воды и глины регулируют так, чтобы из сливного патрубка выходил глинистый раствор заданной вязкости.

Для получения необходимых параметров бурового раствора его необходимо обрабатывать химическими реагентами. Ввод химических реагентов осуществляется в виде водных растворов во время циркуляции бурового раствора в течение 2—3 циклов.

Технологическая схема приготовления полимерных промывочных жидкостей ППЖ включа­ет в себя следующие операции: набухание полимера, его растворение с получением концентриро­ванного раствора, разбавление концентрированного раствора до требуемой рабочей концентрации промывочной жидкости.

ОСОБЕННОСТИ БУРЕНИЯ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН В ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»

ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВОДКИ ВЕРТИКАЛЬНОГО УЧАСТКА

Многолетний опыт разработки нефтяных месторождений позволил выработать типовую тех­нологию проводки наклонных скважин современными буровыми установками. Практика показы­вает, что для бурения верхнего участка скважины целесообразно иметь на буровом станке средства создания осевой нагрузки на долото. Однако ввиду сложности имеющихся систем нагружения долота бурение обычно осуществляют под действием веса бурильной колонны. Кроме того, отсут­ствие систем подачи бурильного инструмента не позволяет верхний участок скважины бурить с определенным, заранее заданным зенитным углом.

Длина вертикального участка скважины зависит от многих факторов, основной из них — глубина скважины. Обычно с увеличением глубины бурения длина вертикального участка также возрастает. На практике часто длину верхнего вертикального участка наклонной скважины выби­рают соответственно глубине спуска кондуктора. Скважина при этом искривляется «из-под кон­дуктора».

В последние годы используется метод предварительного отклонения скважины при бурении под кондуктор. В этом случае упрощается процесс отклонения скважины, и время на набор зенит­ного угла сокращается.

Верхняя часть наклонной или горизонтальной скважины должна быть пробурена с мини­мальным отклонением ствола от вертикали. С целью снижения вероятности зенитного искривле­ния скважины обычно применяют специальные забойные компоновки. Однако на вертикальность ствола при бурении, особенно верхнего участка скважины, оказывают влияние технические усло­вия, возникающие в ходе технологического процесса при высоких технико-экономических пока­зателях проводки скважины.

Использование УБТ при бурении вертикального участка скважины необходимо для дости­жения заданной осевой нагрузки на долото. Поэтому при выборе размеров и количества утяжелен­ных труб исходят из требования о необходимости снизить диаметральный зазор и увеличить же­сткость забойной компоновки. Снижение зазора между колонной и стенками скважины при бу­рении в твердых породах позволяет обеспечить увеличение осевой нагрузки при сохранении ин­тенсивности искривления скважины в допустимых пределах.

В мягких породах снижение диаметрального зазора может привести к сальникообразова-нию и возникновению прихватов. Поэтому в этих условиях необходимо для промывки скважи­ны использовать высококачественные буровые растворы с малой водоотдачей и оптимальной вязкостью.

Установка центратора в нижней части колонны позволяет в ряде случаев значительно увели­чить расстояние от долота до первой точки касания компоновки со стенкой скважины. В резуль­тате уменьшается деформация продольного изгиба нижней части бурильной колонны. Оптималь­ное расстояние центратора от долота определяется расчетным путем и проверяется практикой. Для регулирования положения центратора относительно долота в процессе бурения скважины необходимо на буровой иметь не менее четырех труб УБТ различной длины (от 8 до 12 м). Уста­новка в нижней части колонны нескольких центраторов позволяет не только стабилизировать направление скважины, но и повысить надежность работы забойной компоновки.

В процессе бурения вертикального участка скважины с забойными двигателями рекоменду­ется систематически проворачивать бурильную колонну. Более рационально вести бурение с не­прерывным вращением колонны со скоростью 10—20 об/мин.

Способ предупреждения искривления вертикального участка наклонно направленных и го­ризонтальных скважин, элементы компоновки нижней части бурильной колонны подбираются в соответствии с анализом конкретных технико-технологических и геологических условий провод­ки скважины. При этом оптимальные параметры жестких КНБК выбираются на основе их расчета на персональном компьютере, а параметры маятниковых КНБК — в соответствии с Инструкцией по предупреждению искривления вертикальных скважин (РД 39-0148052-514—86). В процессе бу­рения вертикального участка скважины должны соблюдаться требования, изложенные в указан­ной инструкции.

ТЕХНОЛОГИЯ ИСКУССТВЕННОГО ОТКЛОНЕНИЯ

СКВАЖИНЫ

Искривление скважины на заданном интервале в соответствии с проектом ее бурения про­водят с помощью отклоняющего инструмента.

При бурении участка начального искривления профиля скважины необходимо контролиро­вать положение отклонителя. Даже незначительное изменение положения отклонителя в процессе бурения приводит к отклонению скважины от заданного направления и вызывает необходимость в корректировании профиля скважины.

Наклонный ствол скважины, как правило, забуривают с естественного забоя скважины, а в аварийных случаях — с цементного моста.

Контрольные измерения геометрических параметров ствола скважины инклинометром сле­дует производить при такой величине зенитного угла, при которой для используемого инклино­метра обеспечивается минимальная погрешность измерения азимута.

ОСОБЕННОСТИ БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ПРОФИЛЬ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

Профиль горизонтальной скважины состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей части и горизонтального участка.

Геометрия направляющей части профиля горизонтальной скважины зави-

сит от следующих факторов:

— горно-геологических условий бурения, структуры и литологии горных пород, располо­женных непосредственно над вскрываемым продуктивным пластом;

— конструкции скважины;

— протяженности горизонтального участка;

— статического уровня пласта;

— мощности продуктивного пласта;

— возможности применения существующей технологии горизонтального бу-

рения.

При проектировании горизонтальных скважин используются профили с большим, средним, коротким и ультракоротким радиусами кривизны, а также комбинированный профиль.

Скважины с горизонтальным участком протяженностью свыше 500 м в целях снижения сил сопротивления при перемещении бурового инструмента в скважине, а также создания достаточ­ной нагрузки на долото целесообразно проектировать с большим радиусом кривизны. При этом используются профили 1, 2 и 5 (рис. 8.2).

Проводка отдельных участков профиля 2 или 5 горизонтальных скважин может осуществ­ляться неориентированно, т.е. с применением КНБК, что существенно упрощает технологию бу­рения таких скважин и сокращает время на проведение инклинометрических работ. Однако КНБК могут использоваться только при бурении таких горных пород, в которых обеспечивается надеж­ная их работа в части устойчивости на проектной траектории. Это следует учитывать при проек­тировании горизонтальных скважин с большим радиусом кривизны.

При проводке горизонтальных скважин по среднему радиусу кривизны существенно повы­шается по сравнению с профилем с большим радиусом кривизны точность вскрытия продуктив­ного пласта и, следовательно, точность проводки горизонтального участка в самом пласте. Дости­жимая протяженность горизонтального участка для профиля со средним радиусом кривизны со­ставляет 800-1000 м.

Тангенциальный участок включается в тех случаях, когда требуется обеспечить конечное отклонение направляющего участка профиля от вертикали на проектной глубине, превышающее радиус кривизны участка увеличения зенитного угла, а также для проектирования горизонтальных скважин на месторождениях, где не отработана технология ориентированного бурения и поэтому велика вероятность отклонения фактического профиля от проектного. В последнем случае сква­жину можно пробурить, не изменяя конструкцию отклонителя, увеличив или сократив длину тан­генциального участка профиля.

При проектировании горизонтальной скважины со средним радиусом кривизны проектную интенсивность увеличения зенитного угла принимают на 10—20% меньше максимальной интен­сивности увеличения зенитного угла, обеспечиваемой имеющимся в распоряжении буровой орга­низации отклонителем.

Профили с малым и ультрамалым радиусами кривизны используются для проектирования профиля дополнительного ствола скважины, бурение которого производится из вырезанного уча­стка обсадной колонны, а также для вскрытия горизонтальным стволом маломощных продуктив­ных пластов. Такие скважины проектируются преимущественно по профилю 1 Когда радиусы кривизны интервалов забурирания и выведения ствола скважины на проект­ное направление из-за особенностей технологии проводки этих интервалов существенно отлича­ются друг от друга, то используют профиль 2.

При бурении по малому радиусу кривизны протяженность горизонтального участка меньше, чем при бурении по среднему и большому радиусам кривизны.

Строительство горизонтальных скважин по короткому, а тем более по ультракороткому ра­диусу невозможно без комплекса специального бурового инструмента, бурильных труб, а также измерительной техники.

Однако при бурении горизонтальных скважин по малому и ультрамалому радиусам обеспе­чивается наибольшая по сравнению с другими типами профиля точность вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом, что делает его весьма перспективным для разработки маломощ­ных многопластовых залежей нефти или газа.

В тех случаях, когда кровля продуктивного пласта представлена неустойчивыми горными породами, требующими перекрытия их обсадной колонной, используют комбинированный про­филь горизонтальной скважины, у которого верхние интервалы проектируются по большому ра­диусу кривизны, а нижние — по среднему или малому.