1232

части эксплуатационных колонн диаметром 168—219 мм. Поршень 2, имеющий отверстия для прохода промывочной

жидкости, снабжен металлокерамическими насадками и уплот­ нительными манжетами. Возвратная пружина 4 служит для воз­

живаются толкателем, пальцами и опорным кольцом. Прореза­ ние стенки обсадной трубы осуществляется прорезными резца­ ми, армированными твердым сплавом, а торцевание тела тру­ бы — торцующими резцами, снабженными заменяемыми твердо­ сплавными вставками.

Промывочная жидкость, проходя через отверстия в поршне, создает перепад давления, под действием которого толкатель выдвигает резцы из корпуса. При этом резцы поворачиваются относительно съемного опорного кольца, которым воспринимает­ ся реактивная сила от осевой нагрузки при торцевании трубы. Вращение устройства осуществляется ротором.

Проверку внедрения резцов в тело обсадной трубы в началь­ ный период прорезания окна необходимо производить без на­ грузки в течение 10—15 мин. Дальнейшее прорезание колонны осуществляют постепенным увеличением осевой нагрузки до

5—10 кН при расходе жидкости 10—12 дм3. По мере сработки резцов торцевание колонны производят увеличением осевой на­ грузки от минимальной до 50 кН при том же расходе. Для за­ мены резцов устройство поднимают на поверхность после резко­ го падения механической скорости фрезерования тела трубы.

После вскрытия в эксплуатационной колонне приступают к процессу бурения второго ствола.

Режимы бурения

Режим бурения характеризуется следующими параметрами: осевой нагрузкой на долото; частотой вращения долота; расхо­ дом промывочной жидкости и ее качеством; временем пребыва­ ния долота на забое.

Различают о п т и м а л ь н ы й и с п е ц и а л ь н ы й р е ж и м ы

имеющихся технических средств для получения высоких коли­ чественных и качественных показателей при минимальной стои­ мости 1 м проходки.

С п е ц и а л ь н ы м называют режим, установленный для за­ буривания второго ствола и последующего бурения в осложнен­ ных условиях, при обвалах, высоком пластовом давлении, по­ глощениях жидкости, изменении направления оси скважины, отборе керна и др.

Передавать осевую нагрузку на долото за счет массы ниж­ ней секции колонны бурильных труб нерационально, так как в этом случае секция будет подвергаться напряжениям на сжа­ тие, изгиб и кручение. Это приводит к поломкам бурильной ко­ лонны и искривлению ствода скважины. Поэтому в нижней ча­ сти бурильной колонны устанавливают утяжеленный низ. В про­ цессе бурения осевая нагрузка на долото не должна превышать 0,75 массы утяжеленного низа.

Заданная нагрузка на долото контролируется гидравличе­ ским индикатором массы. Осевая нагрузка в процессе забури­ вания второго ствола должна быть равномерной при скорости проходки 3—4 м/ч.

Частота вращения долота должна быть в пределах 40— 60 об/мин. На таком режиме второй ствол следует забуривать не менее чем на 5—6 м. Если в этом интервале долото работала нормально, бурение можно вести на оптимальном режиме.

После спуска очередного долота при нагрузке 15—30 кН про­ рабатывают интервал 10—15 м от забоя. В течение нескольких минут поддерживают пониженную нагрузку для того, чтобы опо­ ры долота приработались, а затем увеличивают ее до требуе­ мого значения, согласно указаниям геолого-технического наряда, и поддерживают постоянной.

Окончательно осевую нагрузку бурильщик должен выбирать сам, добиваясь наибольшей механической скорости проходки.

Успешное бурение второго ствола до проектной глубины № последующие работы во многом зависят от качества и количе­ ства промывочной жидкости, подаваемой на забой, т. е. от ско­ рости восходящего потока в затрубном пространстве.

Промывочные жидкости и борьба с осложнениями

В качестве промывочной жидкости при бурении второго* ствола применяют: буровые растворы, растворы на нефтяной ос­ нове, аэрированные растворы, пены и техническую воду, обра­ ботанную ПАВ.

Буровой раствор приготавливают на скважине размешива­ нием в механических глиномешалках комовой глины или глинобрикетов, а также централизованно на ,глинозаводах.

Быстрое и без осложнений углубление скважины возможно* лишь при полном и своевременном удалении выбуренной породы с забоя. В противном случае она оказывает дополнительное со­ противление долоту.

Существуют три способа очистки промывочной жидкости o r выбуренной породы:

1)осаждение твердых частиц выбуренной породы под влия­ нием собственной массы из раствора в желобах и отстойниках. циркуляционной системы;

2)очистка раствора при помощи механических сит;

3)сепарация раствора в аппаратах, принцип действия кото­ рых основан на использовании центробежной силы вращающего* потока бурового раствора.

Химическая обработка и утяжеление бурового раствора

Химическую обработку бурового раствора, обеспечивающую получение раствора определенных качеств согласно геолого-тех­ ническому наряду, производят для снижения водоотдачи и уменьшения толщины глинистой корки; достижения минималь­ ного значения статического напряжения сдвига; понижения вязкости; лучшего закрепления неустойчивых пород; предохра­ нения от потери циркуляции или ее снижения; сохранения гли­ низирующей способности раствора при разбуривании соленос­ ных и гипсоносных толщ; утяжеления бурового раствора и сохра­ нения при этом его подвижности; противодействия влиянию вы­ соких температур; сохранения чистоты ствола скважины.

При первичной обработке получают буровой раствор с оп­ ределенными заданными параметрами. Повторную обработку производят в процессе бурения для поддержания необходимых параметров бурового раствора, полученных при первичной обра­ ботке.

Для химической обработки раствора применяют:

1) реагенты-стабилизаторы — понизители водоотдачи и вяз­ кости: углещелочной (УЩР) и торфощелочной (ТЩР) реаген­ ты; сульфит-спиртовую барду (ССБ); сульфит-щелочной реа­ гент (СЩР); конденсированную сульфит-спиртовую барду (КССБ); карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ); сульфоэфирцеллюлозу (СЭЦ); полифенолы лесохимические (ПФЛХ); крахмал

идр.;

2)реагенты-регуляторы структурно-механических свойств

раствора применяют тонкомолотые тяжелые минералы, плот­ ность которых находится в пределах 4200—5200 кг/м3: гематит, магнетит, барит, концентрат колошниковой пыли. При введении утяжелителя повышается вязкость бурового раствора, а после добавки воды уменьшается плотность, снижается вязкость и увеличивается водоотдача. Во избежание этого рекомендуется заранее смачивать утяжелитель водой или реагентом, а затем обрабатывать раствор реагентами, понижающими водоотдачу.

Специальные буровые растворы

К ним относят эмульсионные растворы и растворы на нефтя­ ной основе.

Э м у л ь с и о н н ы е р а с т в о р ы — химически обработанные буровые растворы, в водной дисперсионной среде которых рав­ номерно распределены капельки нефти. Содержание нефти до­ водится до 10—30%. Благодаря применению эмульсионных рас­ творов повышается проходка и механическая скорость бурения (особенно в пластичных и вязких породах), облегчается прока­ чивание раствора, значительно уменьшается опасность прихва­ тов и затяжек инструмента.

В качестве основного компонента используют чистую нефть, нефть с водой (до 20%), дизельное топливо и др. При введении 5% нефти резко снижается липкость, при 7—8% прекращается образование сальников. Применение эмульсионных буровых рас­ творов не препятствует осуществлению электрометрических ис­ следований.

Р а с т в о р ы на н е ф т я н о й о с н о в е готовят из нефте­ продуктов. В качестве основы используют дизельное топливо с содержанием ароматических углеводородов не более 28%.

Твердой фазой раствора служит окисленный битум с темпе­ ратурой размягчения 140—160°С. В качестве структурообразователей используют окисленный парафин или окисленный би­ тум и едкий натр. Приготовление раствора сводится к растворе­ нию окисленного битума и окисленных нефтепродуктов в дизель­ ном топливе. Применяют два вида растворов, затворенных на нефтяной основе.

1. Раствор с дизельным дистиллятом или дизельным топли­ вом в качестве дисперсионной среды, стабилизированный нат­ риевым мылом окисленного парафина. Состав: 10—20% биту­ ма; 1,5—3% натриевого мыла окисленного парафина; 0,7— 1,5% едкого натра; 1—5% воды; остальное (до 100%) количест­ во составляет нефтяная масса (дизельный дистиллят или ди­ зельное топливо).

2. Раствор, приготовленный на основе дистиллятных нефте­ продуктов (дисперсионная среда), стабилизированный натрие­ вым мылом окисленного петролатума; остальные компоненты добавляют в тех же количествах, что и в растворе первого типа.

Свойства растворов, затворенных на нефтяной основе, ухуд­ шаются при их значительном обводнении. Допустимое количе­ ство воды не должно превышать 10%.

Растворы, приготовленные на нефтяной основе, применяют для вскрытия: 1) продуктивных пластов с высокой проницае­ мостью и низким пластовым давлением; 2) сильно дренирован­ ных продуктивных пластов; 3) продуктивных пластов с низкой проницаемостью независимо от пластового давления, в особен­ ности если продуктивный пласт представлен песчаником, сце­ ментированным размокающими глинами; они же рекомендуются при проводке скважин в осложненных геологических условиях, где применение обычного бурового раствора не дает положитель­ ных результатов.

Раствор на нефтяной основе приготавливают следующим об­ разом.

Для получения раствора в глиномешалку заливают 60% концентрата (27—30% рубракса, 5—6% окисленного петролату­ ма и 64—68% дизельного топлива) и при непрерывном переме­ шивании вводят 40%-ный раствор каустической соды в количе­ стве 1,5—2,5% к объему мешалки. Затем раствор перемешива­ ют в течение 15—20 мин, чтобы щелочь прореагировала с окис­ ленным петролатумом, добавляют дизельное топливо или нефть до полного объема мешалки и перемешивают еще в течение 10—15 мин.

Параметры раствора, затворенного на нефтяной основе, в процессе бурения второго ствола при необходимости регули­ руют добавками концентрата, дизельного топлива и утяжели­ теля.

К о н т р о л ь п а р а м е т р о в п р о м ы в о ч н о й ж и д к о ­ сти. При бурении второго ствола необходимо следить за пара­ метрами промывочной жидкости и поддерживать их, согласно требованию геолого-технического наряда. Для этой цели пред­ назначен буровой комплект раствора БКР, в состав которого входят: ареометр, вискозиметр, термометр и секундомер.

Для полного контроля всех параметров бурового раствора служит комплект лаборанта КЛР-1 — комплект средств инфор­ мационной системы службы буровых растворов и предназначен­

ный для проверки данных, полученных замерщиком или помощ­ ником бурильщика с помощью бурового комплекта БКР-1.

Значительная часть осложнений при бурении второго ствола происходит в результате несоответствия свойств промывочной жидкости геологическим условиям проводки скважин. Обычно на борьбу с осложнениями затрачивается больше средств и времени, чем на профилактические мероприятия по их предуп­ реждению.

Б о р ь б а с п о г л о щ е н и е м п р о м ы в о ч н о й ж и д к о ­ сти. Поглощения промывочной жидкости обычно наблюдаются при бурении второго ствола в кавернозных, трещиноватых и по­ ристых породах, а также в сильно дренированных продуктивных пластах. Борьба с поглощением промывочной жидкости ве­ дется:

1) снижением перепада давления между скважиной и плас­ том, поглощающим жидкость, или изменением параметров про­ мывочной жидкости;

2)изоляцией от скважины пласта, поглощающего жидкость, закупоркой каналов поглощений специальными материалами, цементными растворами и пастами;

3)бурением без циркуляции.

Поглощение промывочной жидкости предотвращают приме­ нением специальных буровых растворов с минимально возмож­ ной для данных условий плотностью, большой вязкостью, проч­ ной структурой и минимальной водоотдачей.

Для получения буровых растворов, обладающих перечислен­

молоко приготавливают на скважине в глиномешалке, для чего 3/4 ее объема заливают водой, а затем до полного объема за­ гружают гашеной известью, после тщательного перемешивания эту смесь добавляют в раствор через желоб); бурый уголь и каустическую соду, добавляемые в буровой раствор в виде УЩР, содержащего повышенное количество каустической соды; кератиновый клей, добавляемый для снижения плотности рас­ твора и повышения вязкости; костный клей, добавляемый для повышения вязкости; различные инертные добавки, как, напри­ мер, опилки и рисовая шелуха, мелкие обрезки резины и тканей, вводимые в буровой раствор через глиномешалку.

Если применение специальных растворов не дает положи­ тельных результатов, то необходимо перейти на бурение с про­ мывкой аэрированной жидкостью и пенами.

Для борьбы с интенсивным поглощением промывочной жид­ кости применяют быстрогустеющие глиноцементные (БГС) и быстросхватывающиеся смеси (БСС), Приготовленные на базе тампонажных цементов с введением1в воду для затворения оп­

ределенного количества ускорителей структурообразования (схватывания).

При использовании различных цементных смесей рецептуру их подбирают с учетом забойной температуры и давления, с ро­ стом которых сроки схватывания раствора сокращаются.

Если в процессе бурения второго ствола при закачке тампо­ нажного цемента или БСС не получают положительных резуль­ татов, то рекомендуется прокачивать песок с последующим креплением его в призабойной зоне тампонажным раствором или БСС.

Если перечисленными методами ликвидировать поглощение промывочной жидкости не удается, забуривают второй ствол без циркуляции. Однако это рекомендуется лишь в твердых поро­ дах (известняках, доломитах, песчаниках и т. д.).

В процессе бурения при поглощении бурового раствора в ка­ налы поглощения вместе с промывочной жидкостью проникает также и разбуренная порода. Во избежание прихвата бурильной колонны необходимо внимательно следить за показаниями ин­ дикатора массы и работой насоса.

Борьба с обвалами

Обвалы чаще всего происходят в результате применения при бурении второго ствола некачественных буровых растворов.

Признаки обвалов в скважине:

1)значительное повышение давления на выкиде буровых насосов;

2)резкое повышение вязкости бурового раствора;

3)вынос раствором на дневную поверхность большого коли­ чества частиц обваливающихся пород;

4)при спуске инструмент не доходит до забоя;

5)затяжки инструмента в процессе его подъема.

Основные мероприятия по борьбе с обвалами:

1)применение бурового раствора, исключающего обвалы;

2)сокращение до минимума непроизводительных простоев и поддержание необходимого в условиях ожидаемых обвалов ре­

жима бурения; 3) обеспечение необходимой скорости восходящего потока в

затрубном пространстве.

Борьба с прихватами инструмента

В процессе бурения прихваты могут происходить по следую­ щим причинам: длительное пребывание бурильной колонны в скважине в покое (без вращения); сужение ствола, обусловлен­ ное набуханием или сползанием пород; поглощение бурового раствора; низкое качество бурового раствора, вследствие чего на стенках скважины образуется толстая липкая корка; неудов­ летворительная очистка бурового раствора в желобах от частиц

выбуренной породы; недостаточная скорость восходящего пото­ ка в затрубном пространстве; выпадение утяжелителей из рас­ твора; искривление ствола скважины.

Установлено, что наиболее распространенными видами при­ хватов являются прилипание бурильной колонны к глинистым коркам, отложившимся на стенках скважины, и затяжки вслед­ ствие образования сальников от сорвавшихся толстых корок со стенок скважины во время подъема бурильных труб.

Для предупреждения прихватов бурильной колонны необхо­ димо:

1) применять высококачественные буровые растворы, создаю­ щие небольшие по толщине корки на стенках скважины;

2) обеспечивать полную очистку бурового раствора от частиц выбуренной породы.

Кроме того, снижение липкости корки обеспечивается добав­ лением к буровому раствору нефти в количестве 5—8% от объ­ ема бурового раствора. Но при этом следует учитывать, что нефть несколько повышает вязкость раствора. Для снижения липкости корки и борьбы с затяжками бурильных труб в буро­ вой раствор обычно вводят серебристый графит от 0,8 — до 1,5% (по массе к объему).

Борьба с газо-, нефте- и водопроявлениями

Газо-, нефте- и водопроявления возникают в случаях, когда давление вскрываемого пласта превышает давление столба жид­ кости в стволе скважины. Однако газ может проникать в буро­ вой раствор в случае, если давление столба жидкости не превы­ шает пластовое. Обычно это происходит при длительных про­ стоях. Газ, проникая в раствор и насыщая его, снижает его плотность, что может привести к выбросу. Во время вскрытия водоносных пластов вода поступает в буровой раствор, при этом наблюдается снижение плотности последнего и повышение его водоотдачи.

Для предотвращения возможных газонефтепроявлений необ­ ходимо принимать следующие меры:

1)применять буровые растворы с низкой водоотдачей, по­ вышенной плотностью и пониженной вязкостью;

2)создавать противодавление на высоконапорные горизонты

повышением плотности раствора; 3) применять раствор небольшой вязкости, обеспечивать по­

стоянную дегазацию выходящего раствора.

Перед каждым спуском бурильных труб и подъемом инстру­ мента из скважины необходимо проверять исправность превен­ тора и задвижек. Буровой мастер обязан лично (не реже одного раза в неделю) проверять исправность действия этих устройств.

Для предотвращения выброса и фонтанирования необходимо соблюдать следующее:

а) если в скважину спущены бурильные трубы, то следует навинтить ведущую трубу, закрыть превентор и закачать утя­ желенный буровой раствор, поддерживать противодавление на устье с помощью штуцера с соответствующим проходным от­ верстием;

б) если в скважину бурильные трубы не спущены, то отвер­ стие превентора необходимо закрыть глухими плашками; при отсутствии глухих плашек следует спустить в скважину несколь­ ко свечей бурильных труб с обратным клапаном, навинтить ве­ дущую трубу и закачать утяжеленный буровой раствор; под­ держивать противодавление на устье с помощью штуцера;

в) если давление, развиваемое буровым насосом, недостаточ­ но, то необходимо использовать насосную установку, которая развивает большее давление. Для глушения фонтана в затрубное пространство закачивают утяжеленный буровой раствор и поддерживают противодавление на устье с помощью штуцера с соответствующим проходным отверстием.

Разобщение пластов

После окончания бурения второго ствола и проведения элек­ трометрических работ приступают к работам по разобщению пластов, сущность которых заключается в креплении стенок скважины обсадными трубами и последующем их цементирова­ нии для предохранения от обвалов и изоляции пластов.

Работы, выполняемые для спуска эксплуатационной колон­ ны или хвостовика, подразделяются на четыре этапа: подготов­ ка бурового оборудования и инструмента; подготовка обсадных труб; подготовка ствола скважины; спуск колонны.

П о д г о т о в к а б у р о в о г о о б о р у д о в а н и я и и н с т ­ р у м е н т а . Перед спуском эксплуатационной колонны тща­ тельно проверяют подъемное оборудование и инструмент. Выш­ ку (мачту) осматривают, проверяя болтовые соединения в уз­ лах, поясах, диагоналях. Вышка должна быть строго верти­ кальной, так как небольшой перекос ее вызовет большие за­ труднения при спуске колонны. Необходимо также проверить исправность подъемного механизма (лебедки, трактора-подъем­ ника), силовых двигателей, прочность их крепления, состояние отдельных узлов." Особое внимание при этом следует уделять тормозной и талевой системам и талевому канату. В случае не­ обходимости талевый канат следует заменить. Затем необходи­ мо проверить насосы и манифольдную линию; наличие и ис­ правность элеваторов, круговых ключей, шаблонов и спайдера.

П о д г о т о в к а о б с а д н ы х труб . Обсадные трубы, пред­ назначенные для спуска в скважину, необходимо заблаговре­ менно доставить на скважину и внимательно осмотреть под ру­ ководством мастера по капитальному ремонту скважин.

Трубу укладывают на приемном мосту, каждую нумеруют и замеряют ее длину. Резьбу труб и муфт тщательно очищают

щеткой, промывают керосином и проверяют калибром. Дефект­ ные трубы отбраковывают при осмотре, а также в процессе свинчивания их во время спуска. Если в процессе навинчивания ручным способом труба на 5—6 ниток не довинчивается, то ее необходимо заменить. Трубу также заменяют, если она свобод­ но завинчивается вручную до конца резьбы. Для замены отбра­ кованных труб на скважине необходимо иметь их запас (5%. от длины спускаемой колонны).

Одновременно с обсадными трубами на скважину доставля­ ют элементы низа обсадной колонны, обеспечивающие ее успеш­ ный спуск и цементирование.

Конструкция низа эксплуатационной колонны состоит из башмачной направляющей пробки, башмака, башмачного пат­ рубка, обратного клапана, упорного кольца и скребков. Реко­ мендуется для успешной эксплуатации горизонта с низким плас­ товым давлением с целью предотвращения цементации пор и облегчения условий освоения скважины эксплуатационную ко­ лонну спускать с готовым фильтром. В этом случае конструк­ ция низа колонны должна состоять из башмачной направляю­ щей пробки, башмака, фильтра необходимой длины, удлинен­ ной воронкообразной муфты с прямым клапаном, короткого за­ ливочного патрубка, эластичной брезентовой воронки, обратно­ го клапана и упорного кольца.

При спуске хвостовика конструкция низа аналогична описан­ ной выше с той лишь разницей, что в процессе цементирования без использования заливочных пробок упорное кольцо не уста­ навливают и последнюю обсадную трубу спускают с воронкой.

П о д г о т о в к а с т в о л а к с п у с к у к о л о н н ы . Для ус­ пешного спуска эксплуатационной колонны ствол скважины от окна до забоя расширяют (прорабатывают) гидравлическим расширителем или эксцентричным долотом с таким расчетом* чтобы диаметр ствола не менее чем на 15—20% был больше диаметра муфт колонны труб, подлежащих спуску. Скорость проработки ствола не должна превышать 12—15 м/ч; подача инструмента должна быть равномерной, осевая нагрузка на до­ лото— на 20—30% меньше, чем в процессе бурения при макси­ мальной подаче насосов. Качество бурового раствора должно отвечать требованиям геолого-технического наряда. После про­ работки скважину промывают в течение времени, необходимом для замены одного или двух объемов жидкости в ней.

Для крепления второго ствола спускают сплошную колонну или хвостовик.

С п л о ш н у ю к о л о н н у с п у с к а ю т в пробуренный ствол в том случае, когда колонна, в которой проводили рабо­ ты, деформирована выше вскрытого окна или имеет большой диаметр. При этом необходимо следить за соблюдением очеред­ ности спуска обсадных труб и за показаниями гидравлического индикатора массы.