книги из ГПНТБ / Григорян, Н. А. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров

Компоновка низа бурильной колонны для бурения наклонно

В процессе бурения наклонных скважин в Тюменской области применяют также отклонитель ОТ-У'/г" и ОТС-65/8" (с 214 и 190-мм долотами), а также 178-мм или 146-мм кривой переводник с углом смещения осей резьб 1°30'—2° 30' в сочетании с укороченными турбобурами 7'/2" или 65/s", УБТ диаметром 178 или 146 мм дли­ ной 12 м, 146-мм ЛБТ длиной 125 м и 127-мм ТБПВ. Прямоли­ нейно-наклонный участок ствола бурят 214-мм долотом секцион­ ными турбобурами ТСББ-У'/г", ТСШ-У'Д,", 3TCIU-7V2" и А7-Н1, со стабилизатором—кольцом СТК диаметром 207 мм, устанавли­ ваемым между ниппелем и корпусом турбобура, УБТ диаметром 178 мм, длиной 24 м. Отклонитель ориентируют с помощью забой­ ного инклинометра или прибора Шаньгина—Кулагина.

При бурении наклонных скважин на указанном месторождении применяют известковые промывочные растворы. Для разжижения раствора добавляют 0,03—0,05% гексаметафосфата натрия. В про­ цессе вскрытия сеноманских отложений, характеризующихся про­ явлениями минерализованных вод, раствор обрабатывают 0,1— 0,2% КМЦ при дальнейшей стабилизации УЩР. Добавка 5—8% нефти улучшает состояние ствола и снижает липкость раствора, но длительное время сохранить ствол стабильным не удается. Еще более повышает качество растворов введение смазочных добавок (окисленного петролатума, растворенного в соляровом масле или дизельном топливе). Эта добавка улучшает условия спуско-подъ­ емных операций, увеличивает проходку на долото.

Все эти мероприятия позволяют производить проходку наклон­ ных скважин уменьшенных диаметров с высокими скоростями. На­ пример, скв. 773 Усть-Балыкского месторождения, расположенная на кусте с пятью скважинами, с отклонением 1050 м при забое 2440 м была пробурена за 16 суток, т. е. с коммерческой скоростью

4560 м/ст-мес. [16].

В Башкирской АССР, в Пермской и Куйбышевской областях, на западе УССР, в Краснодарском и Ставропольском краях про­ бурены десятки многозабойных и горизонтальных скважин доло­ тами уменьшенных диаметров. Техника и технология этого вида вскрытия пласта освещена в работе А. М. Григоряна [21].

Опыт строительства куста из 32 скважин на отдельном морском основании

Рост числа скважин, проводимых с одного морского основания или эстакадных площадок позволяет форсировать разработку мор­ ского месторождения в результате сокращения времени на строи­ тельство отдельных морских оснований и нефтепромысловых ком­

220

муникации, а также резко снижает затраты на строительство гид­ ротехнических сооружений. Бурение скважин кустами облегчает организацию буровых работ на море. Помимо экономии металла, средств и времени, повышается стойкость морского основания про­ тив штормов. Она достигается благодаря тому, что направление каждой морской скважины, опущенное на глубину 50-т-100 м и за ­ цементированное, при помощи специальных подкосов связывается с надводной конструкцией блока морского основаиия.

Большой опыт по буре­ нию скважин кустами на море накоплен на бога­ тейшей нефтяной площади Нефтяные Камни. Еще в 1955 году, по предложе­ нию группы инженеров, здесь был построен куст № 408, с которого про­ бурены 24 скважины.

В деле проходки боль­ шого количества скважин с отдельных морских ос­ нований и проэстакадных площадок, а также их ра­ ционального использова­ ния значительных успехов достигли на площадях Артем-море и банка Дар­ вина. Количество скважин на кусте здесь доходит до 16—24, а с отдельного

с участием автора пробурены 32 скважины. Забоями пробуренных скважин охвачена площадь примерно в 450 000 м2.

На рис. 67 представлена схема морского основания № 190, где устья пробуренных скважин пронумерованы в порядке их про­ ходки (порядковые номера). Приведенная на рис. 67 схема отличается от обычной схемы расположения скважин на стандартных морских основаниях. Как правило, буренде со стандартных мор­ ских оснований осуществляется только с подвышенных блоков, тогда как на морском основании № 190 для бурения дополнитель­ ных скважин были использованы и другие элементы морского ос­ нования. По предложению группы инженеров конторы бурения НГДУ Артем нефть в качестве подвышенных блоков для бурения дополнительных скважин стали использовать сначала причальный,

221

а затем мостовой и насосный блоки морских оснований. Для этого указанные блоки предварительно подвергаются соответствующему усилению.

Бурение скважин кустами осуществляется при помощи обычной буровой установки путем последовательной проходки двух сква­ жин с каждого подвышенного блока морского основания. Положе­ ние стандартной буровой установки, кроме вышки и ротора, оста­ ется неизменным. Для проходки скважин таким способом вышку наклоняют в сторону лебедки, устанавливая подкладки под перед­ ние ноги на высоту 146 мм. В результате талевая система отходит от центра нижнего основания вышки на 0,6-г-0,75 м. На таком рас­ стоянии от центра нижнего основания вышки устанавливают и ро­ тор с приводом от лебедки.

Законченная скважина остается в консервации до тех пор, пока не будет пробурена вторая. При этом устье ее находится под полом буровой. Для бурения второй скважины изменяют положе­ ние вышки — теперь ее наклоняют в сторону мостков путем пере­ становки тех же самых подкладок под задние ноги. Вследствие этого ось вышки смещается от центра нижнего основания на 0,6 0,75 м в сторону мостков. На указанную величину перемещают ротор и выкид желобной системы. Все остальное оборудование и привышечные сооружения остаются на месте без изменения. Обе скважины сдают промыслу для освоения и эксплуатации, а вышку перетаскивают на новое рабочее место для проходки аналогичным образом следующих двух скважин.

На рис. 67 показана очередность проходки скважин с морского

пробурить еще восемь скважин. Учитывая, что буровые насосы, силовые агрегаты к насосам (САН), прием насосов, запасные ем­ кости для раствора и топлива остаются без изменения, на насос­ ном блоке основного морского основания при первом расширении морского основания для дополнительных восьми скважин (скв. 9— 16) насосные блоки не устанавливали.

Для проходки следующих восьми скважин (скв. 17—24) мор­ ское ооиование № 190 было еще раз расширено. Ввиду того что производственная площадь основного морского основания и пло­ щадь, полученная в результате первого расширения, к тому вре­ мени были заняты различным промысловым хозяйством для освое­ ния и эксплуатации законченных строительством 16 скважин, второе расширение производили с установкой насосных блоков, которые впоследствии использовали для бурения дополнительных восьми скважин (скв. 25—32). С этой целью к указанным блокам на консольных балках пристраивали дополнительную площадку, размером 5x16 м, для силового агрегата к лебедке (САД).

222

В табл. 30 указаны площадь и стоимость основания с учетом пристройки, а также удельная площадь и удельный расход морского основания с пристройками, приходящимися на одну скважину.

Так как производственная площадь стандартного морского ос­ нования (МОС-3) без причального блока для проходки предусмот­ ренных проектом четырех скважин составляет 640 м2 [45], значит на одну скважину приходится 160 м2 производственной площади. Если сопоставить эти данные с данными табл. 30, то видно, что с внедрением рационализаторских предложений постепенно умень­ шились удельная площадь и удельный расход морского сооруже­ ния, приходящиеся на одну пробуренную скважину. Например, использование причальных блоков для проходки дополнительных четырех скважин позволило снизить удельную производственную площадь, приходящуюся на одну скважину (по сравнению с обыч­ ным бурением четырех скважин с одного морского основания МОС-3) в 1,42 раза. В результате проходки 32 скважин по описан­ ной выше системе удельная производственная площадь, приходя­ щаяся на одну пробуренную скважину, сократилась в 1,68 раза (по сравнению с обычным бурением четырех скважин с морского основания МОС-3). В табл. 31 приведены основные параметры и показатели бурения 32 скважин, пробуренных с морского основа­ ния № 190.

Проходку всех скважин осуществляли по упрощенной конст­ рукции. Направление соответствующего диаметра, зависящего от диаметра долота для бурения под эксплуатационную колонну, спускалось на глубину 55—80 м. После цементировки и укрепле­ ния его с морским основанием продолжали бурение под эксплуа­ тационную колонну. Из 32 скважин одна (скв. 190) была верти­ кальной, а все остальные — наклонные. Однако при проходке вертикальной скв. 190 в результате естественного искривления забой ее имел отклонение 39 м от вертикали. Все наклонные скважины

223

224

П родолжение табл. 31

пробурили в проектном направлении и с требуемыми отклонени­ ями от вертикали.

По мере увеличения количества скважин, проводимых с мор­ ского основания № 190, развития техники и технологии бурения наклонных скважин, их диаметр постепенно уменьшался. Так, пер­ вые пять скважин были пробурены 295-мм долотом, затем две

Проходку всех наклонных скважин осуществляли по трехинтервальному профилю, состоящему из вертикального участка, участ­ ков набора и плавного снижения угла искривления ствола.

Во всех случаях в качестве отклонителя использовали кривые переводники с углом перекоса осей резьб 2—3° и УБТ длиной 12 м.

диаметром соответственно 178 и 146 мм. Без отклонителя бурили турбобуром Т12МЗ-10" в сочетании с 295-мм долотом, турбобуром Т12МЗ-8" с 269 и 243-мм долотами и турбобуром ТС4-65/в// с 214 и 190-мм долотами. В случае бурения 295-мм долотом использо­ вали 168-мм бурильные трубы, а в случае бурения 269, 243 и 214-мм долотами — 140-мм бурильные трубы и 190-мм долотами — 114-мм бурильные трубы.

Из табл. 31 видно, что уменьшение диаметра скважин способ­ ствовало повышению коммерческой скорости бурения.

Из горизонтальных проекций 32 скважин, пробуренных с мор­ ского основания № 190 (рис. 68), видно, что некоторые из них пришлось проводить, обходя уже пробуренные скважины. Дело

в том, что в первоначальный момент бурения наклонных скважин

сосновного основания расширения основания и проходки такого большого количества скважин не предполагали. Поэтому не учи­

тывали направления последующих скважин. Когда стали расши­ рять основание и бурить дополнительные скважины, пришлось ре­

также точное знание конечного числа скважин, которые должны быть пробурены с основания, и их направления. Это позволит уста­ новить очередность проходки скважин и располагать их устья на морском основании так, чтобы случаи пересечения направлений скважин свести к минимуму. Все это позволит резко сократить объем работ, связанных с применением отклонителей, и тем самым повысить скорость проходки морских скважин при разбуривании месторождений кустами.

Опыт бурения наклонных скважин малых диаметров

Необходимость проходки наклонных скважин малых диаметров возникает при: а) бурении структурно-поисковых скважин на мор­ ских и труднодоступных участках суши с целью повышения эф­ фективности геолого-поисковых работ, сокращения средств и вре­ мени на строительство морского основания и скважины путем ис­

226

пользования верхней части ее, когда она оказывается «сухой»; б) ликвидации последствий различного рода осложнений и аварий в скважинах малых диаметров путем зарезки и бурения нового ствола; в) восстановлении бездействующих скважин, обсаженных эксплуатационной колонной, а также малодебитных эксплуатацион­ ных скважин, подлежащих ликвидации, путем вскрытия окна, за­ резки и бурения нового ствола.

В зависимости от конкретных условий проходка наклонных скважин малых диаметров может осуществляться по различным

ном и разведочном бурении проходка структурно-поисковых сква­ жин имеет следующие особенности: а) буровая установка для структурно-поискового бурения (УБШ-1) не приспособлена для использования турбобуров, применение которых облегчает про­ ходку наклонных скважин; б) проходка структурно-поисковых скважин зачастую сопровождается сплошным отбором керна, при котором низ бурильной колонны заканчивается колонковым снаря­ дом, затрудняющим использование специальных приспособлений и .инструментов для бурения наклонных скважин; в) конечный диаметр структурно-поисковых скважин доходит до 140 и 118 мм, что приводит к резкому снижению жесткости элементов низа бу­ рильной колонны, а следовательно, и затрудняет управление на­ правлением искривления ствола.

В 1969 г. на площади Камни Игнатия с отдельного морского основания была пробурена первая наклонная структурно-поиско­ вая скв. 15 [34]. Забой ее достиг глубины 1582 м, а отклонение от вертикали составило 420 м при глубине 1475 м. При бурении этой скважины использовали старый ствол скв. 6, откуда были подняты обсадные трубы диаметром 168 мм, длиной 152 м. Проходку на­ клонной структурно-поисковой скв. 15 осуществляли по первому варианту, т. е. набор необходимого угла искривления ствола про­ изводили при бурении под промежуточную колонну, а дальнейшее бурение долотами и коронками малых диаметров — без отклоняю­ щих приспособлений. Для обеспечения нормальной работы турбо­ бура Т12МЗ-7У2" вместо двух насосов 9МГр, входящих в комплект буровой установки УБШ-1, на буровой установили два насоса 12Гр с индивидуальными приводами от двигателей В2 мощностью

450 л. с.

Скв. 15 пробурена по четырехинтервальному профилю, состоя­ щему из участков вертикального набора, стабилизации и малоин­ тенсивного падения угла искривления. На участке набора кри­ визны (215ч-710 м) применяли следующую отклоняющую компо­ новку: трехшарошечное долото диаметром 243 мм, турбобур Т12МЗ-71/2//, кривой переводник с углом смещения осей резьб 3°, 178-мм УБТ длиной 8 м, 140-мм бурильные трубы. В интервале стабилизации угла искривления (7104-1100 м) применяли различ­ ные компоновки низа бурильной колонны и способы бурения.

Бурение интервала 710н-855 м производили компоновкой: 243-мм долото, турбобур Т12М З-7‘/ 2 " со стабилизатором диаметром 237 мм,

скважин методом вскрытия окна в эксплуатационных колоннах, зарезки и бурения второго ствола является одним из основных

228

путей поддержания и роста добычи нефти и газа в старых обустро­ енных площадях.

В Азербайджане этот метод применяется с 1953 г. и получил широкое распространение. За последние 15 лет этим методом здесь восстановлены более трех тысяч скважин, суммарная добыча нефти из которых составляет более 10 млн. т. Вскрытие окна, зарезка и бурение вторым стволом производят в скважинах, обсаженных эксплуатационными колоннами, диаметрами 168, 146 и 141 мм„ Для этой цели используются отклонители с желообразным клином

приспособления для ориентированного вскрытия окна, магнитные локаторы для определения мест расположения муфт. Зарезка и. бурение второго ствола на площадях Азербайджана производятся роторным способом.

Восстановление бездействующих или подлежащих к ликвида­ ции скважин, вследствие обводнения или малодебитности, смятия колонны или аварий, методом зарезки и бурения второго ствола в широких масштабах осуществляется на площадях НГДУ Хадыженнефть и Черноморнефть. Основной отличительной особен­ ностью указанного метода восстановления бездействующих скважин является то, что после вскрытия окна в 168-мм эксплуата­ ционной колонне зарезка и бурение второго ствола с набором кри­ визны осуществляется турбинным способом, а дальнейшее бурениебез отклонителя — турбинным или совмещенным турбинно-ротор- пым способами.

Вскрытие или вырезка окна в 168-мм эксплуатационной колоннепроизводится при помощи соответственно отклоняющего клина и райбера или вырезающим устройством УВ-140. Предварительнодо этого с помощью магнитного локатора определяют места на­ хождения муфт эксплуатационной колонны и интервал вскрытия окна, устанавливают цементный мост и производят ориентирован­ ную установку отклоняющего клина. Вскрытие окна райберами производится при скорости вращения инструмента 50-т-бО об/мин,, осевой нагрузке 0,2ч-0,5 тс, расходе промывочной жидкости (вода) 7—8 л/с.

Зарезка и бурение второго ствола с набором кривизны произ­ водятся следующей компоновкой низа бурильной колонны: 140-мм трехшарошечное долото, турбинный отклонитель ОТ2Ш-127 с уг­ лом смещения осей верхней и нижней секций 2-^2,5°, 89-мм бу­ рильные трубы с расточенными муфтами. Расход промывочной жидкости составляет 10-^15 л/с. При работе указанной компонов­ кой приращение угла искривления ствола достигает 3° на 10 м проходки. Пропуск турбобура через вскрытое в 168-мм эксплуата­ ционной колонне окно происходит нормально, если длица его со­ ставляет 1 , 2 - т - 1,5 м.

229-