книги из ГПНТБ / Гусейнов, И. С. Опыт проводки буровой скважины № 1531 с рекордным отклонением 2040 метров

Первый интервал — вертикальный участок (0 —250 м)—

940 м. За 690 м необходимо было набрать кривизну от О до 50°.

Средний прирост угла искривления на каждые 100. м проходки здесь составлял 7°2', что значительно превосхо­ дит прирост угла на участке набора кривизны в основном профиле.

Третий интервал — участок резервного профиля — предусматривал малоинтенсивный спад угла искривления. Бурение долотом № 16 и долотом № 10 после спуска тех­ нической колонны.

Если по основному профилю в среднем на каждые 100 м проходки кривизна падала на 1°, то по резервному

так как поддержание кривизны на протяжении 200 м или

ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ

Бригада буровиков, руководимая С. Джафарзаде и И. Гусейновым, занимается разведочным бурением на се­ веро-восточном крыле Нефтяных Камней с приэстакадных площадок и накопила богатый опыт в области бурения на­ клонно-направленных скважин с большим отклонением.

Бурение скважины № 1531, начатое 26 марта 1968 года, было успешно закончено этой бригадой 4 октября 1968 года, с опережением срока работ на 69 дней. Как это удалось?

20

Перед началом бурения коллектив бригады тщательно изучил геолого-технический наряд, проектный профиль скважины. Сообща обсудили все тонкости предстоящей ра­ боты и разработали план проводки скважины. Наметили мероприятия по научной организации труда для обеспече­ ния лучшего хода буровых работ.

Было решено использовать все лучшие из ранее при­ меняемый механизмов и приспособлений, установить наи­ более рациональный и эффективный метод бурения, подо­ брать наиболее соответствующий инструмент.

Кроме этого, была составлена специальная карта, на которую ежедневно наносились замеры и ход работ. Это облегчало наблюдение за скважиной, и буровики всегда были в курсе последних событий.

Самое главное, что обеспечило лучший ход бурения, — это умелое и рациональное применение многоступенчатых турбобуров и различных способов механизации и производ­ ственных процессов.

Проводка скважины осуществлялась способом турбин­ ного бурения, сначала серийным турбобуром, а затем сек­ ционным. В качестве режущего инструмента применялись долота марки 2Д-160, Б243СГ, Б243МСГ, Б243МГЛ и Б243МГ.

При проводке скважины ориентировались по основно­ му профилю проекта. В задачу бригады входило разреше­ ние следующих вопросов:

а) для первого интервала — не только обеспечить сох­ ранение вертикальности ствола, но и проследить влияние довольно незначительной длины вертикального участка на ход бурения;

б) для второго интервала — набрать угол искривления с заданной интенсивностью и в строго проектном азимуте; в) для третьего интервала — определить надежность разработанного проектом стабилизатора для подъема кри­

визны до 50°;

21

г) для четвертого интервала — поддерживать корре тировку кривизны и азимута скважины.

ХОД БУРЕНИЯ

163/4" кондуктор был спущен на глубину 120 м и за­ цементирован.

Интервал 120 — 222 м бурили следующей компонов­ кой низа бурильного инструмента: трехшарошечное долото № 16, серийный турбобур типа Т12МЗ-Р", 6-дюймовые утяжеленные бурильные трубы — 24 м и трубы буриль­ ные погружные — ТБП.

Для набора проектного отклонения 1800 м искривле­ ние ствола от вертикали осуществлялось с глубины 222 м. При первом спуске отклонителя компоновка была следую­ щей: трехшарошечное долото № 16, турбобур Т12МЗ-9", над ними кривой переводник с углом искривления 2°15', 6-дюймовая диамагнитная труба—7,75 м, УБТ6" — 10 м и 5-дюймовые трубы бурильные погружные — ТБП. Этот спуск производился ориентировочно по меткам, а за­ тем положение отклонителя контролировалось дважды забойным инклинометром ЗИ — 1 м «Грознефтегеофизики». Азимут установки отклонителя был определен в 65°.

После бурения 28 м вновь был произведен замер. Уменьшение глубины первоначального искривления

позволило в дальнейшем достичь необходимого отклоне­ ния.

На глубине 272 м замерили кривизну скважины ин­ клинометром и при этом получили угол искривления 2°45', в азимуте 74°.

Таким образом, фактическая интенсивность набора кри­ визны оказалась на этом участке ниже проектировавшей­ ся. Поэтому кривой проводник с этой глубины был заме­ нен другим, с большим перекосом резьбы (2°45'). Осталь­ ная компоновка низа бурильного инструмента не измени­ лась.

23

В интервале бурения указанной компоновкой 272 — 340 метров увеличение кривизны составило 9°15', что так­ же оказалось ниже цифр в проектном профиле.

В связи с этим с глубины 340 м перекос резьбы кри­ вого переводника мы увеличили на 3°15' (при той же ком­ поновке низа).

На глубине 582 м угол искривления скважины был 32°30', азимут — 54°, т. е. достиг проектных размеров. Практически последние 42 м в интервале бурения 540 — 582 м не дали приращение угла. К тому же отклонитель при ориентировке не устанавливался в требуемом азимуте. Тогда было принято решение опустить на глубину 582 м. ребристый стабилизатор диаметром 368 мм, который был специально запроектирован для бурения этой скважины.

трехшарошечное долото № 16, турбобур Т12М39" с реб­ ристым стабилизатором 368 мм, УБТ6" — 10 м, ТБП.

Наружная поверхность ребристая — для уменьшения площади соприкосновения стабилизатора со стенкой сква­ жины и улучшения условий выноса выбуренной породы.

Планки — ребра сменные — на случай потери перво­ начального диаметра. С помощью этого стабилизатора бы­ ло пробурено 120 м. Однако угол наклона при этом не увеличился ни на один градус, так как по пути встречались мягкие глинистые пласты верхнего отдела продуктивной толщи.

С глубины 700 м снова спустили в скважину отклони­ тель и достигли угла наклона в 41 градус. Работа с откло­ няющими приспособлениями продолжались до глубины 957 м, причем ствол скважины был искривлен до 46° при отклонении на 350 м.

24

На этой глубине кончился интервал набора кривизны, после чего предстояло с помощью стабилизатора обеспе­ чить плавный рост угла наклона примерно до 50°.

Бурение осуществлялось следующей компоновкой: трехшарошечное долото № 16 — турбобур Т12МЗ-9" с ребристым стабилизатором диаметром 368 мм, утяжелен­ ные бурильные трубы 6-дюймовые — 10 м и 53/4" бу­ рильные погружные трубы типа ТБП. Диаметр стабилиза­ тора позволял малоинтенсивно наращивать кривизну ство­ ла.

На глубине 1345 м достигнутые параметры ствола (кривизна 49°45', азимут 55°54') оказались вполне до­ статочными для успешного выполнения проектного зада­ ния. Вследствие того, что дальнейшее бурение большим диаметром (долото № 16) могло привести к осложнениям, было решено спустить на эту глубину 10йjа" техническую колонну.

Для осуществления этой задачи ствол скважины был дважды проработан трехшарошечным долотом № 16 с глубины 150 м до 1345 м. Глинистый раствор был обра­ ботан графитом и нефтью, содержание которых соответст­ венно составило 1 — 12 процентов. Благодаря такой под­ готовке спуск колонны прошел весьма успешно.

После цементировки и оборудования устья скважины двумя 12//Х5// превентерами в скважину было спущено трехшарошечное долото № 10, и дальнейшее углубление ствола осуществлялось при следующей компоновке: трех­ шарошечное долото № 10, секционный турбобур ТС4-8"

Конструкция стабилизатора на турбобуре ТС4-8" от­ личалась от ранее применяемых тем, что стабилизатор со­ стоял из пластин с наплавленным твердым сплавом. Эти

25

пластины в шахматном порядке наплавлялись на корпус

пределах 234 — 236 мм (см. рис. 2). Такая конструкция не допускала интенсивного падения кривизны, которое на­ ходилось в пределах 20 на 100 м.

Дальнейшее бурение осуществлялось вышеуказанной компоновкой. После каждого подъема инструмента диа­ метр стабилизатора тщательно замерялся. При необходи­ мости меняли турбобур. На буровой всегда имелось в ре­ зерве два запасных исправных турбобура.

При забое 2674 м скважина вдруг начала сильно по­ глощать глинистый раствор: за одни сутки уходило в пласт 30 куб. метров раствора. Насос продолжал работать нор­ мально, но циркуляции почти не было.

Помогли бригаде работники соседних буровых, они обеспечили ее необходимым количеством раствора.

Восстановлению циркуляции способствовало измене­ ние параметров глинистого раствора: удельный вес довели до 1,32 — 1,34 г/см3, а вязкость до 60 — 70 сп.

Буровикам приходилось все время быть начеку, чтобы не допустить прихвата инструмента.

Компоновка низа бурильного инструмента, расход про­ мывочной жидкости по интервалам бурения указаны в табл. 1.

На глубине 3183 м, когда отклонение ствола от вер­ тикали достигло 2040 м, было принято решение остановить проходку.

Таким образом, буровая № 1531 фактически выпол­ нила свое назначение. Оставалось спустить эксплуатаци­ онную колонну.

Последний раз трехшарошечным долотом № 10 прошаблонировали ствол скважины, особенно тщательно при­ готовили глинистый раствор, замерили все параметры, до­ бавили нефть и графит.

26

i

Спуск колонны прошел четко, без всяких осложнений, и пятидюймовые погружные трубы сразу дошли до забоя.

Каротажные диаграммы показали продуктивность VIII, IX и X горизонтов. Применение погружных труб в качестве эксплуатационной колонны позволило не менять компоновки, к чему и стремилась бригада.

27

ПРОМЫВОЧНЫЙ РАСТВОР

Успешному бурению скважины во многом способст­ вовало хорошее качество промывочной жидкости, которо­ му бригада придавала большое значение.

Для бурения скважины поинтервальные значения па­ раметров глинистого раствора устанавливались так, чтобы можно было предотвратить осложнения, часто встречаю­ щиеся на северо-восточном крыле.

В интервале от 0 до 1700 м предусматривалось буре­ ние простым, химически не обработанным глинистым раст­ вором удельного веса 1,26 г/см3 и вязкостью 25 — 30 сп.

В интервале от 1700 м и до конечной глубины буре­

жидкости применялся в основном углещелочной реагент УЩР. Обычный способ подачи извести в раствор в ви­ де известкового порошка непосредственно у устья скважи­ ны, ввиду конструктивных особенностей площадки № 837, был неосуществим, поэтому был применен метод добавле­ ния извести в щелочные реагенты путем микроизвесткова­ ния.

Практически это осуществлялось следующим образом. Известь добавлялась в глиномешалку к готовому реагенту и размешивалась. Количество добавляемой извести состав­ ляло 5 — 10 кг на 1 м3 раствора. При бурении других скважин на северо-восточном крыле рост отклонений за­ боев от вертикали приводил к тому, что бурильный инст­ румент на весьма значительном участке ствола прилегал к стенке скважины. Это имело место и при проводке скважи­ ны № 1531.

Для уменьшения коэффициента липкости глинистой корки и обеспечения более свободного прохождения инст­ румента в стволе наклонной скважины в раствор система­ тически добавляли нефть и графит.

28

Содержание нефти в растворе с момента завершения химической обработки постоянно поддерживалось в пре­ делах 8 — 10% от циркулирующего объема, а графита — от 0,7 до 1 %.

Ежесуточный лабораторный анализ раствора произво­ дился не только по его основным параметрам, но и по определению содержания в нем нефти и графита, что обеспечивало высокое качество раствора на всех этапах проводки скважины. Широко применялось и такое высоко­ эффективное средство понижения вязкости, как ПФЛХ. Значительные преимущества этого реагента обусловили его дальнейшее применение в качестве понизителя вязкости в интервалах бурения с утяжеленными растворами.

Практика показала высокую эффективность комбини­ рованной обработки буровых растворов реагентами ПФЛХ

иУЩР.

Вусловиях наклонного бурения и необходимости под­ держания высоких значений удельных весов работа по улуч­ шению качества раствора приобретает все возрастающее значение.

На опыте проводки уникальной буровой № 1531 со всей очевидностью сказались хорошие результаты повсед­ невной тесной связи науки с производством.

Буровая бригада, работники конторы бурения НПУ им. XXII съезда КПСС в течение ряда месяцев поддер­ живали контакт с кафедрой бурения Института нефти и химии им. М. Азизбекова, бывали часто на кафедре и раз­ решали сообща возникающие вопросы. В свою очередь работники кафедры часто приезжали на Нефтяные Камни и на месте давали научные консультации.

Большую научную и практическую помощь бригаде постоянно оказывали: доктор технических наук, профес­ сор М. П. Гулизаде, начальник НПУ им. XXII съезда КПСС, лауреат Ленинской премии Б. А. Гаджиев, дирек­

29