Строительство эксплуатационных горизонтальных скважин

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

После окончания каждого долбления скважина промывается в течении 2 циклов с одновременным расхаживанием инструмента на максимальную длину. Расход промывочной жидкости должен быть максимально возможным для создания турбулентного режима потока в затрубном пространстве.

В процессе бурения осуществляется постоянный контроль за выносом шлама. При прекращении или уменьшении выноса шлама бурение останавливается, а скважина промывается с одновременным расхаживанием инструмента в течении не менее 1 цикла.

При СПО компоновок не допускается “посадок” инструмента более 5 т и « затяжек» более 10 т. Места посадок прорабатываются со скоростью в 2-3 раза больше механической скорости бурения этого интервала.

Проведение геофизических работ.

Геофизические работы на участках ствола с углом наклона до 55°, позволяющим транспортирование геофизических приборов под действием их собственного веса производить аналогично работам, выполняемым при бурении вертикальных и наклонно направленных скважин.

При достижении угла наклона ствола скважины более 55° для проведения каротажных работ необходимо использовать приспособление для продвижения геофизических приборов, предназначенное для принудительного продвижения приборов внутри бурильной колонны потоком промывочной жидкости, прокачиваемой буровым насосом. Измерение производится внутри бурильных труб при подъеме прибора каротажной лебедкой.

Контроль за пространственным положением ствола наклонно-направленной скважины.

Для определения фактического положения забоя проводить постоянный контроль параметров кривизны в открытом стволе и построение профиля скважины по результатам замеров.

В вертикальном участке при бурении под кондуктор замерять зенитный угол перед зарезкой наклонного ствола с шагом измерений - 10 м. Если зенитный угол превышает 30, необходимо замерять и азимут скважины.

При забуривании наклонного ствола ниже башмака кондуктора произвести инклинометрию дважды с шагом измерений - 10 м: перед спуском кондуктора и перед забуриванием наклонного ствола на участке от забоя скважины до башмака кондуктора.

После окончания набора угла замеры производятся по всему участку с шагом измерений 10м.

При работах по изменению азимута измерения производить в НУБТ через каждые 12-25 м.

При бурении участка стабилизации инклинометрию проводить через 300-400 м метров бурения роторным способом и через 150-200 м проходки забойными двигателями с шагом измерения 10 м и перекрытием не менее пяти точек предыдущего замера.

Глубину скважины измеряют по буровому инструменту и контролируют замером длины каротажного кабеля.

Необходимость проведения инклинометрии на участке падения зенитного угла определять в зависимости от отклонения фактического профиля ствола скважины от проектного и величины зенитного угла.

По окончании бурения скважины произвести инклинометрию по всему стволу и построение фактической траектории скважины по профилю.

Все инклинометрические замеры заносятся в вахтовый журнал с указанием даты замера, номера прибора, фамилии оператора и личной его подписи.

Особенности бурения наклонно-направленных скважин с кустовых площадок и мероприятия по предупреждению встречи кустов.

Маркшейдерская служба НГДУ при выдаче акта на заложение скважин в кусте обязана выдать копию положения кустов и ранее пробуренных скважин в районе проектируемой кустовой площадки.

До начала работ по обустройству куста НГДУ совместно с буровым предприятием, разрабатывается и утверждается схема разбуривания и расположение оборудования по кусту скважин. При этом необходимо учитывать, чтобы в направлении перемещения бурового станка располагалось минимально возможное количество проектных забоев скважин.

Необходимые изменения схемы куста, возникающие при бурении, оформляются разработчиками совместным протоколом.

После окончания монтажа станка маркшейдерская служба НГДУ уточняет координаты устьев скважин, проектные азимуты и отклонения забоев всех скважин в кусте, намечаемых к бурению. Данные

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

передаются геологическому и технологическому отделам бурового предприятия и геологическому отделу НГДУ. Одновременно с этим НГДУ передает в технологический отдел бурового предприятия сведения о предполагаемых интервалах установки погружных центробежных и штанговых насосов, где работа с отклонителем запрещается.

Технологический отдел бурового предприятия составляет план куста в масштабе 1:1000, в котором отражается расположение устье скважин, очередность их бурения, направление перемещения буровой установки, проектные азимуты и отклонения забоев скважин.

До начала бурения первой скважины план куста передается буровому мастеру и специализированной группе по бурению наклоннонаправленных скважин.

Очередность бурения скважин куста зависит от угла между направлением движения бурового станка и направлением на забой скважины. Сначала бурятся скважины, находящиеся « сзади», причем, первыми - скважины с большим зенитным углом, затем - « боковые» и последнюю очередь те, которые расположены по ходу движения станка (в первую очередь скважины с меньшим зенитным углом).

Глубина забуривания наклонного ствола конкретной скважины куста зависит от местоположения ее забоя по отношению к направлению движения станка. При бурении « задних» скважин каждая последующая забуривается с большей глубины, чем предыдущая. При бурении « боковых» скважин глубина забуривания последующей скважины может быть выше, чем у предыдущей, если они находятся по разные стороны от осевой линии куста. При бурении скважин, расположенных по ходу движения станка, каждая последующая скважина забуривается с меньшей глубины, чем предыдущая.

Расстояние по вертикали между точками забуривания двух соседних скважин в кусте должно быть не менее:

∙30 м, если разница в азимутах забуривания менее 100;

∙20 м, если разница составляет 10-200;

∙10 м, если азимуты отличаются более, чем на 200

Проводка наклонных скважин осуществляется по программам, составленным с учетом горизонтальных проекций и профилей ранее пробуренных скважин.

При бурении наклонных скважин с кустовых площадок для сохранения вертикальности верхнего участка необходимо обеспечить:

∙центровку вышки,

∙горизонтальность стола ротора,

∙соответствие размеров вкладышей ротора и квадратной штанги,

∙соблюдение компоновок, указанных в разделе « Углубления скважины» настоящего проекта,

∙соосность резьбовых соединений нижней части бурильной колонны и прямолинейность УБТ.

Бурение вертикального участка вести с проворотом бурильного инструмента.

Перед забуриванием наклонного ствола необходимо замерить угол и азимут вертикального участка с интервалом между соседними замерами - 10 м.

При зенитным угле вертикального участка менее 30 возможное положение ствола на глубине L определяется кругом с центром в точке, соответствующей положению устья скважины, и радиусом:

R = L х sin[Θср+ΔΘ]

где: Θср. - среднее значение зенитного угла в градусах до глубины L в м; ΔΘ - погрешность инклинометра, ΔΘ = 0030/.

При бурении вертикального участка под кондуктор для предупреждения встречи стволов необходимо произвести контрольный замер инклинометром при достижении глубины, на которой по предыдущей скважине радиус опасной зоны с учетом горизонтального смещения забоя достигает значения 0,4 а, где а - расстояние между устьями бурящейся и ранее пробуренной скважины в кусте.

При сближении стволов скважин необходимо контролировать взаимное их положение и расстояние между ними и делать промежуточные инклинометрические замеры:

∙при бурении с отклонителем - через 25 м;

∙на участке стабилизации зенитного угла - через 200-300 м;

Радиус круга опасной зоны ствола скважины на глубине определяется:

r = 0,008L1 +0,017L2 + R

где: Θср. - среднее значение зенитного угла в градусах до глубины L в м; ΔΘ - погрешность инклинометра, ΔΘ = 0030/.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Том 5.7 Крепление скважины 131

Все инклинометрические замеры заносятся в вахтовый или специальный журнал, хранящийся на буровой, с указанием даты замера, номера прибора, фамилии оператора и его подписи.

Таблица 9.17 - Допустимые погрешности измерения зенитного угла и азимута

Разности двойных измерений зенитных углов в диапазоне зенитных углов в диапазоне от 00 до 500 не должны превышать 1,00.

Разности двойных измерений азимутов (град.) в зависимости от величины зенитного угла (град.) не должны превышать допусков приведенных в таблице 16.3.

Таблица 9.18 - Допуски на разности измерений азимутов в зависимости от величины зенитного угла

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Резьбовые соединения труб, используемых при строительстве наклонно-направленных, горизонтальных и многозабойных скважин

Для обеспечения безотказной и безаварийной работы колонн обсадных, бурильных и насоснокомпрессорных труб в условиях интенсивного искривления ствола скважины резьбовые соединения должны обеспечивать:

∙проходимость колонн в стволах скважин сложного профиля, в том числе в интервалах интенсивного искривления;

∙достаточную прочность на все виды нагрузок и необходимую герметичность соединений колонн труб:

∙возможность прохождения внутри колонн труб инструмента и приспособлений для проведения технологических операций, приборов, ловильного инструмента и т. п.

Резьбовые соединения должны иметь необходимую износостойкость, обеспечивать их ремонт и реставрацию, в максимальной степени отвечать условиям взаимозаменяемости и иметь минимальную стоимость.

Несущая способность резьбовых соединений на растягивающую нагрузку должна обеспечивать достаточную прочность с учетом влияния потенциальных изгибающих нагрузок Влияние изгиба учитывается увеличением запаса прочности в зависимости от интенсивности искривления, размера и прочности соединения. Для труб с резьбами трапециидального профиля с нормальным диаметром муфт при интенсивности искривления до 5°/10 м для труб диаметром 178 мм и 3°/10 м для большего размера труб, расчет на прочность резьбовых соединений при растяжении производится аналогично расчетам для вертикальной скважины. При интенсивности искривления от 3 до 5°/10 м для труб диаметром выше 178 мм допускаемая нагрузка на растяжение уменьшается на 10 %.

Повышение герметичности выбранных резьбовых соединений в необходимых случаях должно обеспечиваться использованием соответствующих уплотнительных материалов и герметизирующих средств. Герметизирующие средства, используемые в промысловых условиях, должны соответствовать заводским по области применения.

Тип резьбового соединения, применяемые при его сборке смазки и герметизирующие средства должны соответствовать:

∙ виду флюида, находящегося в колонне в различных ее интервалах. Для многофазной системы типа "газ - нефть - конденсат" находящаяся в колонне среда считается газообразной, если ее усредненный по интервалу удельный вес γ = 0,3 • 10" н/м3;

∙максимальному внутреннему избыточному давлению по секциям рассчитываемой колонны.

∙максимальным значением внутреннего давления считается для жидких сред - давление гидроиспытания, для газа - максимальное рабочее давление или давление при возникновении газопроявлений;

∙максимальной температуре, под воздействием которой находится колонна в процессе строительства и эксплуатации скважин.

При температурах свыше 200° С применяются резьбовые соединения с уплотнением металлметалл.

Профиль резьбы, тип и конструкция резьбового соединения, вид герметизирующего средства уточняются с учетом условий обеспечения:

∙прочности,

∙герметичности,

∙минимального радиального зазора между муфтой (замком) и проходным диаметром ствола скважины (предыдущей колонны).

Выбор типа резьбового соединения и герметизирующего материала для интервалов колонны, рассчитываемых на наружное избыточное давление, производится во всех случаях применительно к условиям работы в жидкой среде.

Замковые резьбовые, соединения бурильных колонн должны обеспечивать снижение сил сопротивления при спуско-подъемных операциях, предупреждать желобообразование и износ обсадных колонн в интервалах изгиба стволов скважин.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

При выборе труб с высокогерметичными фирменными резьбовыми соединениями рекомендуется учитывать возможность изготовления силами предприятия необходимых переводников и развитость сервисного фирменного обслуживания в данном регионе.

Резьбовые соединения обсадных труб

Муфтовые резьбовые соединения обсадных труб предполагают соединение обсадных труб в колонну с помощью резьбовых муфт стандартного и уменьшенного диаметров с коническими резьбами различного профиля. При этом виде соединения число резьб в обсадной колонне в два раза превышает число труб.

При выборе обсадных труб для крепления скважин с интенсивностью набора угла до 5°/10 м следует применять муфтовые соединения обсадных труб с резьбой трапецеидального упорного профиля, которые выпускаются стандартного и уменьшенного диаметров. Последнее обстоятельство позволяет обсаживать стволы сложного профиля с уменьшенными зазорами между диаметром ствола и наружным диаметром муфты. Профиль витка трапецеидальной резьбы имеет вид неравнобедренной трапеции с опорной (упорной), гранью витка, расположенной под значительным углом к направлению действия растягивающей (изгибающей) нагрузки. Подобный профиль витка предотвращает скольжение опорной грани и позволяет использовать данный тип резьбы в стволах со средней степенью набора кривизны

Отечественные обсадные трубы с указанными резьбами изготавливаются в сортаменте 114…340 мм по ГОСТ 632-80 под маркой ОТТМ. Также могут быть использованы обсадные трубы диаметром 102 и 114 мм с муфтами уменьшенного диаметра, выпускаемые по ТУ14-161-163-96 « Трубы обсадные». Технические характеристики труб приведены в ТУ.

Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб (НКТ).

Виды и конструкции резьбовых соединений НКТ в целом аналогичны резьбовым соединениям обсадных труб.

Муфтовые соединения НКТ с резьбой треугольного профиля делятся на два вида: гладкие НКТ и НКТ с высаженными наружу концами. Резьба НКТ с высаженными наружу концами по сравнению с гладкими НКТ характеризуются следующим:

а) повышенной несущей способностью резьбы к растягивающим осевым на грузкам, сопоставимой с нагрузкой на тело трубы;

б) увеличенным на 4,0...5,0% наружным диаметром муфты и наружным диаметром трубы в зоне высадки, что требует применения специализированного элеватора для спуско-подъема колонны НКТ.

Отечественные НКТ с вышеуказанными резьбами изготавливаются по ГОСТ 633-80, характеристики труб и резьбовых соединений детально даны в « Инструкции по расчету насосно компрессорных труб» Трубы диаметром 73 и 89 мм с увеличенной фаской на муфте могут изготовляться по ТУ 14-3-999-81.

Резьбовые соединения бурильных труб.

Отечественные бурильные трубы с приваренными замками в настоящее время изготавливаются по ГОСТ.Р 50278-92.

Замки (резьбовые соединения) приварные изготавливаются по ГОСТ 27834-95 и привариваются методом трения к высаженным тремя способами концам бурильных труб: ПВ - трубы с внутренней высадкой: ПК - с комбинированной и ПН - с наружной высадкой

Условное обозначение приварного замка (ЗП) включает округленное до целого числа значение наружного диаметра, диаметр проходного отверстия, группу прочности и толщину стенки трубы.

Выбор замков (резьбовых соединений) отечественных бурильных труб сводится к выбору рационального сочетания наружного диаметра трубы, несущей способности трубы с замком в целом и соотношения диаметров замка и трубы с номинальным диаметром ствола скважины.

Требования, предъявляемые к соотношению диаметров ствола, бурильных и обсадных колонн

Наружный диаметр труб бурильной колонны обусловленный необходимостью обеспечить оптимальные гидравлические соотношения при бурении, определяется из соотношения:

0,46Dîê ≤ D ≤ 0,67Dîê − 15,0

где Dок - наружный диаметр обсадной колонны, мм.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

УБТ должны удовлетворять требованию минимальной жесткости (EI), а именно: во всех случаях жест кость на изгиб должна быть не меньше жесткости обсадной колонны (ОК), под которую ведется бурение, т.е.

Где: DУБТ, dУБТ – наружный и внутренний диаметры УБТ, мм; DОК, dОК – наружный диаметр и толщина стенки ОК, мм.

Выполнение условий вышеприведенного соотношения обеспечивает проходимость обсадной колонны в пробуренный ствол.

Мероприятия способствующие уменьшению силы прижатия бурильной колонны к стенкам скважины

Проверка минимизации желобообразования и износа обсадной колонны проводится в следующей последовательности

а) В интервале набора зенитного угла бурильная колонна и замки прижимаются к стенке скважины с усилием F

F = Pl

R

где Р - натяжение бурильной колонны под собственным весом в расчетном интервале Н;

l - расстояние между замками, м;

R - радиус кривизны, м

По приведенной формуле рассчитывается F последовательно для каждого интервала, в т.ч. Fo - в открытом стволе и Fn - в интервале, перекрытом обсадной колонной.

б) Если в открытом стволе давление замка FО выше допустимого, то при спускоподъемных операциях и вращении труб будет происходить разрушение стенок скважины, усилится процесс желобообразования и увеличатся силы сопротивления при движении колонны.

Допустимое усилие прижатия FО устанавливается буровым предприятием или институтомпроектировщиком.

Анализ осложнений при бурении наклонных скважин показывает, что допустимая сила прижатия замка FО к стенке скважины для мягких пород, залегающих до глубины 1000 м, составляет 10Н, ниже указанной глубины – 2 ÷ 3 ×10Í .

в) Если в стволе, перекрытом предыдущей колонной, давление замка Fn выше допустимого, то при спуско-подъемных операциях и вращении инструмента будет происходить интенсивный износ обсадной колонны. Допустимое усилие Fn устанавливается по промысловым данным; зарубежной практикой бурения горизонтальных скважин допустимая величина Fn ограничена значением 8800 Н.

г) Если сила прижатия Fo и Fn стандартных замков превышает допустимое значение, то необходимо увеличить радиус искривления. При жестко заданном радиусе искривления, когда интервал набора угла ограничен или обсадная колонна уже спущена, необходимо:

∙установить в интервале искривления трубы с дополнительным протекторным утолщением в промежутке между замками;

∙применять замки с увеличенными скосами (фасками) или с уменьшенным диаметром;

∙ограничить применение замков с армированной наружной поверхностью в обсадной колонне или установить резиновые центраторы.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Том 5.7 Крепление скважины 136

9.4 Оборудование устья скважины

Таблица 9.19 - Оборудование устья скважины

1Герметизация межколонного пространства и фланцевого соединения КГ осуществляется с помощью верхнего и нижнего уплотнителей из эластомеров.

2Хвостовик 114 мм проверяется на герметичность совместно со 178 мм колонной

3Давление на устье при опрессовке совместно с обсадными колоннами 245 мм и 178 мм соответственно равны 13,50 МПа и 12,60 МПа.

4Испытания уплотнительных элементов колонных обвязок на прочность и герметичность производятся на головной партии в заводских условиях гидравлическим способом на давление

Рпр=2Рр и Рг=Рр по ТУ 26-02—1146-93, Рр=21/35 МПа.

5Качество резиновых уплотнителей деталей (кольца) должно соответствовать требованиям ГОСТ 9833-73; уплотнителей – IV группе ТУ 38.105..1082-86. Марка резины В14 (ТУ 38.105.108286).

6Рекомендуется устанавливать устьевое оборудование скважин, изготовленное для условий работы при низких температурах.

7Максимальное давление на устье при проведении ГРП – 70 МПа.

8Система противофонтанной арматуры включает две шаровые задвижки. Одна из задвижек оснащается дистанционным управлением с пульта. Рабочее давление шаровых задвижек должно быть не менее предельно допустимого давления других элементов нагнетательного трубопровода буровой установки, а их проходное сечение должно соответствовать проходному сечению стволовой части (п. 2.5.22 ПБ 08-624-03).

9Перед спуском эксплуатационной (технической) колонны, плашки соответствующие диаметру бурильных труб в превенторе с трубными плашками, заменяются на плашки, соответствующие диаметру спускаемой колонны, или на приёмных мостках должна находиться аварийная стальная бурильная труба типа ТБПК 127 с соответствующими прочностными характеристиками (см. табл. 8.5., 8.6. подраздела 8 данного проекта). На ниппель аварийной трубы должен быть установлен переводник на спускаемую обсадную колонну и шаровой кран в открытом положении. Бурильная труба с шаровым краном и переводником опрессовываются гидравлическим давлением 285 кгс/см2 и окрашиваются в красный цвет.

10При бурении под « хвостовик» на буровой необходимо иметь аварийную стальную бурильную трубу типа ТБПН 89 с соответствующими прочностными характеристиками (см.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

табл. 8.5., 8.5.а. подраздела 8 данного проекта) с шаровым краном (обратным клапаном). В случае газонефтеводопроявления аварийная труба наворачивается на последнюю трубу бурильной колонны, для герметизации устья скважины превентором с трубными плашками. Бурильная труба с шаровым краном и переводником опрессовываются гидравлическим давлением 285 кгс/см2 и окрашиваются в красный цвет.

11 Перед спуском хвостовика плашки, соответствующие диаметру бурильных труб в превенторе с трубными плашками, заменяются на плашки, соответствующие диаметру спускаемой колонны, или на приёмных мостках должна находиться аварийная стальная бурильная труба типа ТБПН 89 с соответствующими прочностными характеристиками (см. табл. 8.5., 8.6. подраздела 8 данного проекта). На ниппель аварийной трубы должен быть установлен переводник на спускаемую обсадную колонну и шаровой кран в открытом положении. Бурильная труба с шаровым краном и переводником опрессовываются гидравлическим давлением 285 кгс/см2 и окрашиваются в красный цвет.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

10 Испытание скважины

10.1 Испытание пластов в процессе бурения

Испытание в процессе бурения не предусмотрено.