Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

анекдоты

программы

истории

eioOeiQiu 6a О fOi 5 ё а ё Га а

БУРЕНИЯ БОКОВОГО СТВОЛА

И ПРИМЕНЯЕМОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

2.1. ёё^ё^бб ?аёб ёёё! aaEa ea?AU a g ёАёаё?баа ё??ёаАаа

Основой проектирования БС с учетом принятой системы разработки месторождений и геолого-технических условий бурения является выбор их профилей [16, 17, 18]. Существует несколько типов профилей, применяемых в СНГ и за рубежом. В качестве основных критериев выбора профилей принято считать:

форму профиля БС;

радиус искривления при выходе на горизонталь;

угол охвата резко искривленного участка.

По этим признакам в зависимости от способа бурения и используемых технических средств можно выделить три группы характерных профилей БС, область их применения и рациональную технологию их реализации (рис. 2.1):

I - трехинтервальный профиль;

II, III - двухинтервальный профиль;

IV - четырехинтервальный профиль.

В практике бурения БС средние радиусы искривления на участке набора зенитного угла в зависимости от геологических условий и технического оснащения бригад составляют 60-660 м. Этот показатель также зависит от решаемой с помощью БС задачи. В одних случаях, например при наличии на забое аварийного инструмента, радиусы могут составить малую величину, позволяющую реализовать небольшой отход от старого забоя. В других случаях, например при полном обводнении скважины, радиус искривления составляет большую величину с целью максимального отхода от конуса обводнения старого ствола.

31

Рис. 2.1. Типы профилей:

I - трехинтервальный; II, III - двухинтервальный; IV - четырехинтервальный; участки* 1 - набора зенитного угла; 2 стабилизации; 3 - падения зенитного угла; 4 - выхода на горизонталь; 5 - горизонтальный

В настоящее время разработано более пяти технологических способов бурения БС (рис. 2.2). При анализе способов бурения было выявлено несколько проблем, возникающих в процессе строительства БС.

На части скважин для успешного отхода от основного ствола в заданном направлении устанавливается клин-отклонитель (рис. 2.2, t, „). Он должен быть устойчивым в стволе скважины и не проворачиваться под воздействием нагрузок со стороны режущего инструмента. Схемы также показывают необходимость фрезерования значительных объемов металла эксплуатационной колонны (рис. 2.2, ¦, „). Поэтому требуются надежные вырезающие устройства с повышенной прочностью режущих элементов, позволяющие фрезеровать колонну при разных зенитных углах основного ствола.

Бурение скважин на старых месторождениях ранее проводилось без цементирования основной части ствола. Это упущение может привести к экологически опасным последствиям. Бурение БС позволяет осуществить подъем верхней части колонны после вырезания небольшого кольцевого окна, что существенно уменьшит объем фрезерования (рис. 2.2, ,).

Для выхода бурового инструмента из старого ствола необходим также цементный мост высокой прочности. Межпластовые перетоки при установке цементного моста вместо клинового отклонителя приводят к заметному снижению механической прочности цементного камня. Это затрудняет, а в ряде случаев не позволяет осуществить выход долота из старого ствола (см. рис. 2.2, ¦, ,). Технология способов забуривания БС более подробно освещена в последующих главах.

На рис. 2.3 выборочно представлены профили скважин, пробуренных БС в АНК “Башнефть”. С одной стороны, малые глубины забуривания влекут за собой повышенные затраты материальных и денежных средств на бурение ствола и его крепление вследствие большой протяженности бокового ствола. Кроме того, при малых глубинах забуривания неизбежна работа скважинного насосного оборудования в боковом стволе. Значительные силы трения в насосном подъемнике при работе штанговых установок или изгибающие моменты при спуске электроцентробежных установок будут в значительной мере сокращать межремонтный период механизированной добычи или полностью исключать ее применение этих установок.

С другой стороны, снижение глубины забуривания и уменьшение радиуса искривления ствола БС в зоне набора кривизны можно осуществлять лишь до определенных пределов, после которых исчерпываются возможности применяемого

33

извлечение

Рис. 2.2. Технологические способы забуривания боковых стволов:

J - вырезание окна в эксплуатационной колонне; • - вырезание части эксплуатационной колонны; __________

ней незацементированной части эксплуатационной колонны; „ - комбинированный способ бурения бокового ствола; бурение бокового ствола с открытого забоя; 1 - клин-отклонитель; 2 - цементный мост

верх-

°/оо —

Рис. 2.3. Профили скважин пробуренных боковыми стволами “Башнефть”:

Цифры у кривых - номера скважин

АНК

в настоящее время бурового инструмента, в результате чего происходит резкое удорожание проводки. Поэтому должен существовать оптимальный радиус искривления БС в зоне набора кривизны, отвечающий требованиям максимального снижения затрат на бурение и исключения установки глубинно-насосного оборудования в боковом стволе.

2.2. ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ВСКРЫТИЯ ОКНА В ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЕ

Основной проблемой бурения боковых стволов в настоящее время является вырезание окна в эксплуатационной колонне скважины и забуривание на начальном участке БС,

35

обеспечивающее надежный выход инструмента из старого ствола.

Результаты бурения БС на скв. 131 Серафимовского месторождения и скв. 319, 1029 и 455 Туймазинского месторождения показали наличие до 20 % резерва сокращения стоимости строительства БС за счет предотвращения осложнений при забуривании дополнительных стволов. Необходима надежная и дешевая технология забуривания дополнительных стволов, включающая операции вырезания окна и забуривания.

Известны два способа вскрытия окна, применяемые на практике:

вырезание окна с помощью райбера по клиновому отклони-телю;

полное вырезание участка эксплуатационной колонны с последующей установкой цементного моста.

На базе опыта бурения боковых стволов установлены границы применения обоих способов. В наклонных скважинах с зенитным углом отклонения обсаженного ствола в месте забуривания более 20° применение существующих вырезающих устройств с круговым фрезерованием становится сложным вследствие нарушения центровки режущего органа под действием собственного веса и получения одностороннего щелевид-ного окна. Для решения этих вопросов необходимо разработать надежные центрирующие элементы и подобрать соответствующий режим работы вырезающего устройства по фрезерованию окна в эксплуатационных колоннах, имеющих зенитный угол в месте забуривания бокового ствола 20° и более. В условно-вертикальных скважинах применение клиновых от-клонителей и райберов также связано со значительными осложнениями из-за наличия проблемы ориентации отклонителя. Требуется использовать дорогостоящее оборудование для навигации. Поэтому клиновые отклонители становятся предпочтительнее при зенитных углах основного ствола более 20°. В этих условиях для ориентации возможно применение серийно выпускаемых приборов.

2.2.1. ВЫРЕЗАНИЕ ОКНА С ПОМОЩЬЮ КЛИНА-ОТКЛОНИТЕЛЯ

Основной недостаток серийных отечественных отклонителей заключается в низкой надежности их фиксации в эксплуатационной колонне. В процессе бурения бокового ствола часто наблюдались случаи произвольного поворота клинового откло-нителя вокруг своей оси и радиальные смещения его верхней кромки. Повороту отклонителя вокруг своей оси способствует

36

низкая надежность фиксации сухарей якоря, которые под действием тех или иных сил могут срываться с поверхности колонны. Это приводит к необходимости перебуривания бокового ствола.

Забуривание через окно в обсадной колонне проводят в три этапа: установка клинового отклонителя, фрезерование окна и забуривание бокового ствола. При создании щелевидного окна применяют, как правило, стационарные отклонители. Существует множество конструкций отклоните лей, которые отличаются друг от друга формой рабочей части клина и способом их фиксации в колонне. Наибольшее распространение при создании окна получили стационарные клиновые отклонители. Такие отклонители фиксируются в колонне на расчетной глубине путем установки на цементный мост, металлический забой или стык муфтового соединения обсадной колонны.

В отечественной практике наибольшее распространение получили отклоняющие клинья с фиксацией корпуса в колонне с помощью плашек, устанавливаемых на цементный забой. За рубежом чаще применяют плашечное закрепление с установкой отклоняющего клина в месте стыка труб, как более экономичный способ [19]. В нашей стране применялись отклонители с плоской и желобообразной формой рабочей части клина. Эти конструкции из-за ненадежности крепления в колонне не могли обеспечить заданных параметров забуривания боковых стволов. Так, бурение БС на скв. 131 Серафимовской площади сопровождалось трудностями при повторном пропуске инструмента через вырезанное окно из-за частичного проворачивания клина-отклонителя. Остановимся подробнее на технологии забуривания БС на скв. 131.

Первоначальный забой - 1785 м; искусственный забой -1782 м.

Конструкция скважины: кондуктор диаметром 324 мм спущен на глубину 211 м, зацементирован до устья; эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спущена на глубину 1785 м, зацементирована с подъемом цемента до глубины 840 м от устья.

Скважина 131 - вертикальная, максимальный зенитный угол 6°30' на глубине 1000 м по азимуту 24°. На глубине 1700 м зенитный угол составляет 0°40'. Скважина в октябре 1996 г. остановлена ввиду 100%-ного обводнения.

Состояние 168-мм эксплуатационной колонны проверено пропуском шаблона диаметром 143 мм. Шаблон изготовлен из 127-мм бурильной трубы с толщиной стенок 9 мм и общей длиной 7260 м. К телу трубы приварены четыре кольца

37

Рис. 2.4. Шаблон для проверки обсадной колонны диаметром 168 мм:

1 - переводник- 2 - корпус 3 -верхнее кольцо- 4 - промежуточные кольца- 5 - нижнее кольцо

Рис. 2.5. Компоновка клина-опсло-нителя:

1 - магнитный переводник- 2 - спускной клин- 3 - срезные болты 4 -отклоняющий клин; 5 - плашки

шириной 40 мм и толщиной 8 мм (рис. 2.4). На каждом кольце выполнены прорези шириной по 20 мм для выхода промывочной жидкости. Для соединения с 73-мм бурильными трубами ТБПВ навинчен переводник. Длину и диаметр шаблона выбирали из расчета необходимого превышения размеров спускаемого в скважину специального инструмента соответственно на 3—4 м и 2-3 мм. Скважинный шаблон спущен до искусственного забоя 1782 м без осложнений. После этого скважину

38

промыли в течение 2 ч и проверили проходимость долота В-146С в эксплуатационной колонне до места установки цементного моста. Долото прошло без посадок до глубины 1782 м. Скважину промыли повторно. С целью определения муфт обсадной колонны и места вырезания окна в колонне проведены работы с локатором муфт и запись СГДТ для определения качества цементного камня за колонной. В результате было установлено следующее:

цементный камень в интервале с 1768-840 м имеет хорошее сцепление;

плохое сцепление цементного камня наблюдается в интервале 840-340 м;

цемент отсутствует в интервале 340 м до устья.

Был установлен цементный мост в интервале 1782-1802 м. После ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) провели испытание колонны на герметичность при давлении 6,0 МПа.

Далее произвели цементную заливку моста для установки отклоняющего клина в интервале 1350-1445 м и разбуривание цементного стакана в интервале 1350-1390 м долотом В-146С роторным способом с промывкой технической водой. Собрана компоновка с отклоняющим клином и магнитным переводником для определения положения клина инклинометром ИЭМ-36.

Осуществили ориентированный спуск и установку отклоняющего клина (рис. 2.5) на расчетную глубину 1390,7 м с упором на цементный мост.

Компоновка для вырезания окна в колонне включала:

райбер-фрезер РФУ-168 конструкции Башнипинефти;

УБТ диаметром 108 мм, длиной 4350 мм;

остальное - бурильные трубы ТБПВ диаметром 73 мм.

Окно в 168-мм эксплуатационной колонне было вырезано за два спуска компоновки с райбером-фрезером РФУ-168. Для обработки окна спускали серийный райбер РПМ-168 и серийный фрезер ФКК-143.

Для очистки скважины от металлической стружки прокачивали две порции (4,5 и 6 м3) глинистого раствора вязкостью 45 с и спускали на клин магнитный фрезер диаметром 118 мм. Магнитом была поднята мелкая стружка - массой около 0,5 кг. После этого долото Ш-139,7С свободно прошло через головную часть отклоняющего клина.

В интервале 1390-1393 м бурили при следующем режиме:

нагрузка на долото 20-25 кН;

расход жидкости 11-13 л/с при давлении на стояке 7,0 МПа;

частота вращения ротора 62 об/мин.

39

Рис. 2.6. Райбер-фрезер универсальный РФУ-168

Интервал пробурен со скоростью 2,5 м/ч. В скв. 131 Серафимовской площади забурен боковой ствол с желобообразного клина типа ОЗС-168, который крепился к

Рис. 2.7. График бурения ($) и траектория ( ) бокового ствола скв. 131

40

1390 Окно

20 (10,09)

40 (30,09)

60 80 100 114

(20,10) (09,11) (29,11) (13,12,1994 -ОЗЦ)

Время, сут

100 200

Отход, м

Рис. 2.8. Конструкция клинового отклоните-ля

(*)

и схема вырезания окна ( ):

1 - спускной клин; 2 — клин-отклони-тель; 3 - хвостовик; 4 - центральная труба; 5 - канал; 6 - райбер; 7 - обсадная колонна; 8 -бурильная труба; 9 - центратор; 10 - цементный камень; 11 -УБТ

стенкам скважины фиксаторами для предотвращения расшатывания плашек и поворота отклони-теля в процессе бурения скважины.

Процесс вырезания щелевидно-го окна проходил без больших осложнений с помощью райбера РФУ-168 (рис. 2.6). Однако окно в обсадной колонне неоднократно требовалось обрабатывать, спуская различные райберы типа РФК, РФУ с новым вооружением. В дальнейшем, при бурении бокового ствола осложнение усугубилось из-за отхода и поворота клинового отклонителя, в результате чего было затруднено прохождение инструмента через окно. Неоднократные обработки головной части отклонителя и окна в колонне к положительным результатам не привели. Скважину закончили с применением специального конуса для пропуска инструмента в забуренную боковую скважину. Осложнения в скв. 131, иллюстрируются графиком бурения на рис. 2.7.

Воемя на пооходку БС составило 114 cvt. Кооме аваоий с инструментом на продолжительность бурения повлияло радиальное смещение верхней кромки отклонителя. Установленный в скважине плашечный клин-отклонитель (см. рис. 2.5) из-за низкой надежности хранения в эксплуатационной колонне не удовлетворяет требованиям качественного вскрытия окна.

Помимо плашечного клинового отклонителя существуют за-

42

ливные отклоните ли, однако основной их недостаток состоит в том, что в заливаемых отклонителях канал для подачи цемент-ного раствора выполнен по оси направляющего клина, и ввиду малого угла направляющей плоскости (1,5-3°) центральный цилиндрический канал в направляющей плоскости клина приобретает вид продольного окна, длина которого намного превышает диаметр отверстия. Указанное является причиной от-клонения вырезающего инструмента от направляющей плоско-сти клина.

В связи с этим создана конструкция клинового отклоните-ля, позволившего избежать указанные осложнения (патент РФ № 2119573). Эта конструкция обеспечила надежно фик-сацию отклонителя путем его полного цементирования в эксплуатационной колонне (рис. 2.8). Конструкция включает дополнительный спускной клин, примыкающий к основному и образующий с последним цилиндрическую поверхность. Оба клина снабжены каналами для прохождения цементного раствора. После спуска отклонителя до упора в цементный мост и частичной разгрузки веса колонны закачивают цемент-ный раствор до полного заполнения им клина-отклонителя. Затем производят полную разгрузку веса колонны, в результате чего срезаются шпильки, соединяющие отклоните ль со спускным клином. После этого выполняют подъем спуск-ного клина и последующий спуск райбера после затвердева-ния цемента. Основной отклонитель при этом остается надежно зафиксированным в эксплуатационной колонне. Повыше-ние надежности фиксации также обеспечивается нижним удлинителем отклонителя, выполненным из обычной трубы. Испытания клина-отклонителя в Туймазинском и Краснохолмском УБР на месторождениях АНК “Башнефть” и АО “Татнефть” показали 100%-ную надежность фиксации откло-нителя.

На рис. 2.9 показаны план и профиль бокового ствола на примере скв. 913 Туймазинской площади, пробуренной с применением заливаемого клинового отклонителя, разработанного в Туймазинском УБР. Данные по бурению приведены ниже.

Метод забуривания дополнительного ствола через щелевид-ное окно с заливаемого клинового отклонителя исключает воз-можность непроизвольного вращения (проворачивания) его относительно вырезанного окна. Таким методом закончено бо-лее двух десятков скважин. Однако других видов осложнений, связанных с отклонителем, избежать не всегда удается. Труд-но исключить затяжки, прихваты утолщенных элементов

43

Рис. 2.9. Профиль ( Ф) и план ( •) бокового ствола в скв. 913

(замков центраторов конуса забойного двигателя геофизических приборов; долота) при спускоподъемных операциях в ще-левидном окне.

Туонейский А-50

Пооектный гооизонт

Тип буровой установки..................................................

Глубина по стволу м .................................................

Отход м ....................................................

Коммерческая' скорость бурения''м/с'т -мес.......................

Дебит т/сут- ' ........................

до бурения'

после бурения.........................................................

Интервал м.........................................................

бурения бокового ствола

спуска 102-мм (4") хвостовика.....................................

открытого ствола .....................................

1134

65

194

1 1 3',8

973-1134 916-1130 1130-1134

2.2.2. ВЫРЕЗАНИЕ ОКНА С ПОМОЩЬЮ РАЗДВИЖНЫХ ВЫРЕЗАЮЩИХ УСТРОЙСТВ

Образование участка сплошного фрезерования в обсадной колонне позволяет упростить забуривание дополнительного ствола. Для этой цели применяют раздвижные фрезеры (труборезы), являющиеся разновидностью раздвижных буровых инструментов-расширителей. Эффективность применения раздвижных фрезеров и расширителей определяется качеством режущего органа, т.е. эффективностью резания, стойкостью к ударным нагрузкам, износостойкостью, проходкой и т.д. В то же время от конструктивных особенностей самого инструмента (надежность, простота использования, практичность) зависит эффективность проведения работ без осложнений, аварий при спускоподъемных операциях и в процессе последующего бурения.

В зависимости от способа и принципа действия трубореза, а также от механизма приведения его режущих органов в рабочее или транспортное положение их можно разделить на следующие группы: гидравлические, гидромеханические, механические и электромеханические.

Принцип действия труборезов гидравлического действия основан на передаче давления промывочной жидкости внутренним узлам, обеспечивающим раздвижение или сдвижение режущих органов. Гидромеханическим обычно называют инструмент, в котором один из его механизмов совершает гидравлическое действие, а другой - механическое (например, возврат режущих органов в транспортное положение).

Труборезы механического и электромеханического действия не получили широкого распространения из-за сложности и невысокой надежности механизма раскрытия, поэтому ограничимся рассмотрением труборезов гидравлического и гидромеханического действия, как наиболее применяемых в практике бурения и отличающихся малыми габаритами, надежностью и практичностью.

Подобные труборезы выполняются по двум схемам:

с неподвижным шпинделем и подвижным корпусом;

с подвижным шпинделем и неподвижным корпусом.

Практически все используемые труборезы и расширители имеют трехлопастное исполнение (три режущих органа). При использовании первой схемы раскрытие режущих органов (лопастей) происходит при движении корпуса вверх относительно присоединенного к бурильной колонне шпинделя за счет давления промывочной жидкости в кольцевой камере, об-

45

разуемой шпинделем и корпусом трубореза. Достоинство этой схемы заключается в возможности удержания лопастей в раскрытом положении при создании осевой нагрузки и упоре лопастей о забой даже при отключенной промывке. Компактность кулачкового механизма позволяет создавать конструкции с малым наружным диаметром корпуса.

При использовании второй схемы раскрытие режущих элементов происходит при движении шпинделя вниз относительно присоединенного к бурильной колонне корпуса за счет перепада давления промывочной жидкости. Достоинство данной схемы - возможность контроля фиксации момента окончания фрезерования колонны на поверхности по падению давления промывочной жидкости [20, 21]. Такими сигнализаторами оснащены труборезы ФС-135, разработанные АзИНМАШем, универсальное вырезающее устройство УВУ, разработанное ВНИИБТ для вырезания колонны диаметром 168 мм. По этой же схеме выполнены расширители серии XL фирмы “Диамант Борт Стратабит". Лопасти, имеющие форму прямоугольных пластин, поворачиваются на осях-шарнирах при поступательном движении подпружиненного остроконечного штока, соединенного с поршнем [22]. Такое исполнение очень надежно с точки зрения предотвращения заклинивания инструмента в скважине [22, 23].

Общим недостатком данных схем является невозможность создания достаточных усилий врезки лопастей в обсадную колонну при диаметре корпуса менее 140 мм из-за небольшого (по сравнению с длиной лопасти) плеча передачи усилия штока относительно шарнира. Вследствие этого труборезы, выполненные по второй схеме, применяются для вырезания обсадных колонн диаметром более 146 мм.

При вырезании третьей колонны в Туймазинском УБР труборез ТРГ-146 “Азимут" полность вышел из строя. Всего было вырезано около 30 м колонны. Попытка увеличить проходку на ТРГ-146 с применением шестилопастного варианта была безуспешной, так как ослабление сечения корпуса в месте крепления лопастей привело к его слому. Очевидно, такой подход пригоден лишь для инструмента большого диаметра.

Разработана и успешно применена в Туймазинском УБР технология фрезерования окна в колонне конусной частью райбера (без цилиндрической). В последующем окно обрабатывается райбером, т.е. цилиндрическая часть райбера при этом не изношена и скорость обработки окна резко возрастает. В скв. 409С Туймазинской площади на фрезерование и обра-

46

ботку окна затрачено 16 ч, что в 1,5-2 раза меньше, чем при фрезеровании по обычной технологии.

Для повышения эффективности работ по фрезерованию окна в колонне необходимо при использовании этой технологии применять секционные объемные двигатели.

Стендовые исследования, проведенные во ВНИИБТ, показали, что при секционировании рабочих органов винтового двигателя обеспечивается повышение момента на выходном валу практически пропорционально числу шагов винтовой нарезки. Секционирование рабочих органов позволяет использовать для фрезерования также устройства сплошного вырезания колонны, т.е. не только райберы, но и установки ВУ-168 и ВУ-146.

Фрезерование сплошного участка эксплуатационной колонны рассмотрим на примере проведения работ на скв. 1012 Туймазинской площади. Цель этих работ - вырезание участка обсадной колонны диаметром 168 мм в интервале 992-1002 м по новой технологии с использованием труб НКТ диаметром 63,5 мм (2 V/) и вырезающего устройства ВУ-168 с приводом от секционного забойного двигателя Д1-127.

2.2.3. aefeeauaiOaoO iOi^aoOeaaOeeONei^AaeAeeiNe^A^aO

При вырезании окна было использовано следующее оборудование:

буровой станок А-50;

цементировочный агрегат ЦА-320, оснащенный поршневым насосом 9Т с цилиндрическими втулками диаметром 127 мм;

ротор УРБ для гашения реактивного момента секционного винтового двигателя Д1-127;

вертлюг и ведущая труба со станка УРБ;

бурильные трубы СБТ-73 с замками диаметром 105 мм с проходным сечением диаметром 50 мм и резьбой 3-86 длиной 90 м;

63,5-мм (2 У2") насосно-компрессорные трубы;

винтовой секционный двигатель Д1-127 с натягом в рабочих секциях 0,2-0,25 мм;

вырезающее устройство ВУ-168.

В качестве промывочной жидкости применялась пластовая вода плотностью 1,13 г/см3. Подача промывочной жидкости осуществлялась посредством одного или двух цементировочных агрегатов с расходом соответственно 8,5 и 17 л/с при работе агрегатов в длительном режиме при частоте вращения двигателя 1500 об/мин. В формулах для подсчета расхода жидкости использовали коэффициент заполнения 0,9.

47

Винтовой секционный двигатель Д1-127 и вырезающее устройство ВУ-168 испытывали на устье скважины при работе одного и двух агрегатов. При работе одного агрегата перепад давления на винтовом двигателе составлял 2,5-3,0 МПа и давление при запуске равнялось 1,5-2,0 МПа, а при подаче промывочной жидкости от двух агрегатов (Q = 17 л/с) эти показатели составляли 5,0-5,5 и 0,5 МПа соответственно.

Опрессовка ВУ-168 с насадкой D = 16 мм на одном агрегате производилась при давлении 1,0—1,5 МПа. При этом резцы раскрылись полностью. Давление на двух агрегатах достигло 2,0-2,5 МПа. При сбросе давления резцы вернулись в транспортное положение. Таким образом, опрессовка винтового двигателя и вырезающего устройства не выявила каких-либо сбоев в системе.

Очистка промывочной жидкости от стружки и цементного шлама осуществлялась через отстойник-шламоуловитель и емкость вместимостью 28 м .

После проведения подготовительных работ по обеспечению циркуляции и очистки промывочной жидкости приступили к фрезерованию эксплуатационной колонны. Операция по фрезерованию выполнялась в следующем порядке. Работали одновременно два агрегата с подачей воды под давлением 7,0 МПа. Двигатель работал устойчиво. Момент врезания резцов в трубу визуально контролировался по появлению реактивного момента на роторе. Через 35 мин в ловушке появились цементные крошки и мелкая стружка, т.е. обсадная колонна была прорезана, диаметр раскрытия резцов составил 212 мм, после чего приступили к фрезерованию. Далее увеличили давление до 8,0 МПа, а нагрузку на 12 кН, причем винтовой двигатель работал устойчиво, что обеспечивало успешную выработку забоя. Затем увеличили давление до 9,0-10,0 МПа, а осевую нагрузку от 18 до 24 кН, в результате чего скорость вырезания возросла до 0,1 м за 5-6 мин. При этом вырезали 0,5 м за 40 мин (вместе с прорезанием трубы). Глубина забоя составила 992,9 м.

С начала вырезания отфрезеровали участок обсадной трубы длиной 4,9 м за 4 ч 30 мин. Скорость фрезерования составила 1,1 м/ч. Промыв скважину в течение 40 мин, продолжили вырезание обсадной трубы с подачей промывочной жидкости от одного агрегата. Давление поддерживалось в пределах 8,0— 9,0 МПа, осевая нагрузка составляла около 18 кН. В интервале 997,8-1000,4 м был использован один агрегат, 2,6 м обсадной трубы вырезано за 3 ч 15 мин со скоростью 0,8 м/ч. В интервале 992,4-1000,4 м было вырезано 8 м трубы за 8 ч.

48

По результатам каротажа участок вырезанной колонны находился в интервале 992,3-1000,1 м. Длина участка вырезанной обсадной трубы составила 8,7 м, средняя механическая скорость вырезания - 1,08 м/ч.

Результаты ревизии ВУ-168 показали, что режущие элементы резцов износились незначительно. На всех резцах незначительно выкрошены и изношены пластины вследствие удара о стенку трубы, проработки и промывки вырезанного участка обсадной трубы при работающем двигателе с открытыми резцами. Вырезающая часть (торец) износилась всего на ширину 8-12 мм с глубиной 10-14 мм. Резцы были восстановлены без больших затрат.

Вскрытие окна с помощью ВУ-168 и объемного двигателя Д1-127 произведено в 20 скважинах. Результаты вырезания окон были идентичны описанным выше.

В табл. 2.1 приведены сравнительные показатели работы вырезающих устройств в Туймазинском УБР. Работы в скважинах проводились вырезающими устройствами, разработанными ВНИИБТ (УВУ-168), НПП “Азимут" (ТРГ-146) и Туй-мазинским УБР (ВУ-146, ВУ-168).

В анализируемый период рассмотрена скв. 67, в которой фрезерование окна произведено инструментом ТРГ-146. Было профрезеровано сплошное кольцо высотой 8,4 м в обсадной колонне диаметром 146 мм с механической скоростью 0,3 м/ч. При этом израсходовали четыре комплекта резцов.

Две скважины (319, 1029) профрезерованы вырезающим устройством УВУ-168, разработанным ВНИИБТ. Длина фрезерованного участка со сплошным кольцом в колонне диаметром 168 мм составила 17 м. Средняя механическая скорость при этом была 0,11 м/ч.

Анализ показал, что на данном этапе необходимо разработать конструкцию вырезающего устройства с надежным возвратом резцов в транспортное положение, а также изменить центрирующие элементы, применяемые в УВУ-168.

Для успешного проведения работ по удалению участка колонны и забуриванию дополнительного ствола необходимо решить несколько актуальных задач:

выбор интервала забуривания бокового ствола;

определение геометрических размеров отклоняющей компоновки;

определение минимально допустимой длины окна;

выбор оптимального режима резания колонны;

установка цементного моста в интервале забуривания;

выбор технологии забуривания бокового ствола.

49

it • IE ~ t 2.1

Данные по работе вырезающих устройств в Туймазинском УБР

Тип вырезающего устройства
Разработчик
Диаметр
обсадной
колонны,
мм
Тип привода
Число скважин, в которых фрезеровали окна
Итого
В среднем на скважину
Механическая скорость фрезерования,
м/ч

отфрезеровано, м
время фрезерования, ч
отфрезеровано, м
время фрезерования, ч

УВУ-168 ВУ-168
ФР-114/146 ВУ-146
ВНИИБТ ТУБР
НПП
"Азимут”
ТУБР
168 168 168
146 146
Ротор
Забойный
двигатель
Д1-127
Ротор
2 2 20
1 3
17,0 21,0 234,2
8,4 33,0
155,5 31,3 279,2
28,3 44,5
8,50 10,50 11,71
8,40 11,00
77,75 15,65 13,96
28,30 14,83
0,11 0,67 0,84
0,30 0,74

При выборе интервала забуривания бокового ствола из обсаженной скважины необходимо руководствоваться следующими соображениями.

1. Окно должно находиться на достаточной высоте от продуктивного горизонта для набора необходимых параметров кривизны. Высота зависит от заданного смещения новой проектной точки от старого забоя и наличия у исполнителя отработанных компоновок для безориентированного управления величиной зенитного угла при бурении скважин уменьшенного диаметра. Необходимо иметь в виду, что чем меньше величина отхода от существующего забоя скважины, тем ниже стоимость работ по бурению второго ствола.

2. Выбирать участок вырезания колонны необходимо в интервале качественного цементного кольца за обсадной колонной и напротив устойчивых пород, не склонных к поглощениям промывочной жидкости и обваливанию. При равных условиях предпочтение необходимо отдавать породам с меньшим содержанием абразива во избежание преждевременного износа режущих элементов вырезающих устройств.

При вырезании участка колонны необходимо учитывать следующие факторы. Конструктивные особенности резцов не позволяют продолжительно работать в неотцентрированной части. Как правило, эксплуатационную колонну вырезают от муфты до муфты. Однако вследствие несимметричного расположения колонны относительно оси скважины, особенно в средней части трубы, она максимально приближена к стенке скважины (по концам муфтовое соединение частично выполняет роль центраторов). Поэтому в процессе вырезания при подходе к середине трубы наблюдается уменьшение скорости резания и повышенный износ резцов. Кроме того, присутствие в верхнем конце окна оставленного короткого патрубка и муфты могут впоследствии привести к их отвинчиванию и потере пробуренного участка второго ствола. Исходя из изложенного выше, наиболее предпочтительно вырезать окно от середины до середины трубы, если эта длина достаточна для выполнения поставленной задачи. При этом удаление муфтового соединения, как правило, ничем не отличается от удаления трубы колонны из-за повышенного износа по породе.

Особое внимание в процессе вырезания колонны уделяется режиму резания. Необходимо постоянно осуществлять контроль за выносимым шламом из скважины. По наличию в шламе частиц цементного камня определяется достоверность удаления колонны. Осевую нагрузку необходимо подбирать таким образом, чтобы металлическая стружка имела минималь-

51

ные размеры, которые не образуют намагниченные металлические сгустки и вымываются промывочной жидкостью; наличие стружки больших размеров может привести к прихвату вырезающего устройства в скважине. После окончания работ по вырезанию окна и подъема вырезающего устройства необходимо по характеру износа ножей определить достоверность удаления обсадной трубы. При появлении сомнений целесообразно выполнить исследование микрокаверномером.

Представленное на рис. 2.10 вырезающее устройство предназначено для сплошного фрезерования участка эксплуатационных колонн. Отличительные особенности разработанной конструкции от ранее известных видов следующие.

1. Применены новый механизм возврата резцов в транспортное положение и ограничитель их раскрытия на заданный диаметр.

2. Соединение поршня 5 с толкателем 8 выполнено с помощью резьбы МК 50x4x1:16, в результате чего повысилась надежность работы этого узла. Усилено уплотнение поршня вторым резиновым кольцом 6, увеличен диаметр поршня от 90 до 100 мм, что исключило износ поршня и увеличило расход про-мывочной жидкости при большем сечении насадки 3 без снижения надежности крепления и раскрытия резцов.

3. Снижена масса резца за счет уменьшения его длины и

Рис 2 10 Вырезающее устройство:

1 - переводник- 2 -корпус- 3 - насадка- 4 - прокладка- 5 - поршень- 6 -уплотнение 7 - пружина- 8 - толкатель 9 - гайка 10-фиксатор 11 -' пружина- 12 6 - болты- 13 - шпонка- 14 - вставка- 15 - корпус- 17 - шайба-18 - упор- 19 - ось- 20 - эксцентрик- 21 - резцы 22 - наконечник- 23 -кольцо 24 - центратор ЭКСЦеНТрИК' реЗЦЫ' наконечник,

52

сечения, что повысило его продольную устойчивость к осевым нагрузкам и уменьшило до 60 мм длину лезвия резца. Применен селективный подбор режущих пластин, их укладка на резец при его напайке. Уменьшена длина хода толкателя, что значительно снизило силу удара лезвия резца о стенку трубы при их раскрытии. Повышена прочность элементов крепления резцов: упора 18, оси 19, болтов 16.

4. Применены лопастные центраторы: верхний над двигателем, нижний 24 на конце вырезающего устройства с армированными лопастями (использованы твердосплавные зубки).

5. Применена пластинчатая пружина 11, обеспечивающая надежную работу аварийного механизма для возврата резцов в транспортное положение.

После спуска инструмента на необходимую глубину во внутреннюю полость закачивают промывочную жидкость под давлением приблизительно 10 МПа. Жидкость, воздействуя на подпружиненный поршень 5, заставляет перемещаться шток 8 и наконечник 22. Последний своей конусообразной поверхностью отжимает пять резцов 21, выводя их в рабочее положение.

Фрезерование производится постепенной подачей инструмента при постоянном давлении нагнетания промывочной жидкости. При завершении процесса давление жидкости сбрасывается. Поршень 5 под действием пружины 7 возвращается в исходное положение, а наконечник 22 своим верхним уступом упирается в эксцентрик 20 и возвращает резцы в транспортное положение для извлечения вырезающего устройства из скважины.

С помощью разработанного устройства на ряде скважин удалось вырезать одним комплектом резцов (лопастей) участки колонны длиной до 17 м без заклинивания резцов и прихвата инструмента. На вырезаемых участках колонн на скважинах старого фонда стволы имели зенитный угол от 0 до 20°. В одном случае на скв. 2122 Сабанчинской площади не удалось вырезать полностью заданный интервал. Причиной неудачи был большой зенитный угол в месте вырезания участка, составивший 23°. За два спуска ВУ-168 всего вырезали 2,2 м. В процессе вырезания наблюдалось резкое снижение скорости резания. После каждого подъема ВУ-168 выявлен повышенный износ резцов (лопастей).

Таким образом, предварительно можно сделать вывод о том, что использовать вырезающие устройства целесообразнее в скважинах старого фонда с зенитными углами в месте вырезания не более 20°.

53

Из табл. 2.1 видно, что разработанные устройства ВУ-146 и ВУ-168 имеют более высокие эксплуатационные показатели. В период с августа 1997 г. по сентябрь 1998 г. проведено сплош-ное фрезерование на участке длиной 296 м за 383,3 ч чистого времени. В среднем на одну скважину отфрезеровано 11,4 м обсадных труб различного диаметра. Средняя механическая скорость фрезерования была равна 0,773 м/ч, а затраты времени фрезерования на один интервал составили 14,74 ч. Фрезерование окна с вырезающими устройствами проводили вра-щением инструмента ротором. В 20 скважинах окна вскрыты с применением гидравлических забойных двигателей. Особенно важное место занимает предложенная технология фрезерова-ния окна с применением гидравлических двигателей в скважинах, где затруднено вращение всего инструмента или это приводит к большим энергетическим затратам. Работы по вскры-тию окна по этой технологии возможно проводить со станков, в которых отсутствуют достаточно мощные роторы, и станков меньшей грузоподъемности.

При сравнении разработанных вырезающих устройств с однотипным инструментом, который применялся на месторождениях АНК “Башнефть”, видны преимущества первых. Как уже отмечалось выше, ТРГ-146 имеет механическую скорость 0,296 м/ч (данные по скв. 67-Сатаево), тогда как с использованием ВУ-146 на трех скважинах тремя комплектами резцов вырезано 33 м с механической скоростью 0,74 м/ч.

С вырезающим устройством ВУ-168 профрезеровано 255,2 м. Механическая скорость составила 0,8 м/ч, а подобным ин-стурментом (УВУ-168 разработки ВНИИБТ) получена на двух скважинах скорость 0,11 м/ч. Необходимо отметить, что вскрытие окна с применением ВУ-146 и ВУ-168 было проведено без значительных осложнений в процессе работы.

2.3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ И ТЕХНОЛОГИИ ПРОИЗВОДСТВА ИНСТРУМЕНТА ДЛЯ ЗАБУРИВАНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ С ПОМОЩЬЮ КЛИНА-ОТКЛОНИТЕЛЯ

В 2000 г. в АНК “Башнефть” началась работа по созданию современного комплекта инструментов для бурения БС с по-мощью клиньев-отклонителей, позволяющих в нескольких раз сократить сроки и затраты на проводку новых стволов. Этапы разработки инструмента и направления, по которым велись работы, представлены на рис. 2.11.

54

Рис. 2.11. Этапы разработки комплекта инструмента для забуривания БС

Разработанная в Башнипинефти компоновка инструмента получила наименование клиновое устройство механического типа КУМ с механическим креплением в обсадной колонне за счет упора устройства в искусственный забой. Конструкция клинового механического устройства состоит из собственно клина, фрезера и якоря. Данная модификация отклоняющего устройства испытана на нескольких скважинах АН К “Баш-нефть”.

Собранное на устье скважины клиновое устройство спуска-ется на бурильных трубах до искусственного забоя. После чего за счет разгрузки инструмента до 80 кН происходят раскрытие лап якоря и фиксация клинового устройства в заданном интервале. Одновременно срезаются винты, которыми райбер через хвостовик крепился к клину. Затем инструменту прида-ют вращение и при опускании начинается вырезание окна в обсадной колонне.

Как правило, после проходки участка длиной 50 см пилот-ный райбер извлекается из скважины и заменяется на окон-ный фрезер типа ФО-126. В верхней части корпуса этого фрезера выполнена присоединительная замковая резьба, а нижняя часть снабжена шестью промывочными отверстиями.

Технология изготовления фрезера оконного та же, что и пилотного райбера РПМ-125 [8]. Отличие заключается только в схеме армирования торцовой части фрезера. Центр фрезера диаметром 50 мм имеет сплошное вооружение из металлокера-мического сплава (МКС). От этой армированной зоны отходят радиально и под углом сегменты МКС, переходящие на цилиндрическую часть райбера. Окно в обсадной колонне, частично прорезанное пилотным райбером, окончательно форми-руется оконным фрезером.

В сборочном цехе бурового предприятия клиновой отклони-тель КУМ-146 полностью собирается и проверяется на совместимость деталей каждого узла. После подгонки деталей от-клонитель разбирается на следующие узлы:

пилотный райбер с соединительным хвостовиком;

клин с переводником;

якорь с плашками, собранный в транспортное положение;

соединительные срезные болты;

переводник.

В таком виде отклонитель доставляется на буровую. На приемных мостках собирается компоновка в следующем по-рядке:

на 108-мм УБТ длиной 6-6,5 м через переводник навинчивают пилотный райбер;

56

хвостовик пилотного райбера соединяют при помощи срезных болтов с клином, головки болтов прихватывают электросваркой к клину, чтобы предотвратить их выпадение в скважину;

к клину при помощи оси и шарнирного переводника присоединяют якорь, ось для предотвращения выпадения приваривают сваркой к корпусу клина.

При ориентированном спуске клинового отклонителя вместо 108-мм УБТ используют одну стальную бурильную трубу диаметром 89 мм для установки контейнера кабельного ориентато-ра. Предварительно на буровых мостках путем проталкивания прибора в контейнер и установки на посадочное устройство отбивается “ноль” прибора в соответствии со скошенной поверхностью клина.

Собранная компоновка поднимается на буровую и производится спуск клинового устройства до искусственного забоя со скоростью 0,6 м/с инструмента, не допуская посадок более 20 кН. Расчет длины всей компоновки и бурильных труб производится таким образом, чтобы упорная гайка якоря находилась от искусственного забоя на расстоянии 1-3 м. В данном случае муфта последней бурильной трубы будет находиться над ротором в зажатых клиньях ПКР в удобном положении для навинчивания и отвинчивания ведущей трубы.

После спуска клинового отклонителя на расчетную глубину навинчивают ведущую трубу, включают буровой насос, восстанавливают циркуляцию, производят промывку в течение 0,5-1 цикла и ориентирование клинового отклонителя по проектному азимуту путем спуска прибора на кабеле внутрь бурильного инструмента. При необходимости бурильный инструмент проворачивается ротором или машинными ключами. После ориентирования клина поднимают ориентатор, навинчивают ведущую трубу и плавно устанавливают клиновое устройство на искусственный забой. Раскрытие лап якоря происходит при разгрузке бурильного инструмента на 50-80 кН. При последующей выдержке в течение 10 мин для внедрения плашек в стенку эксплуатационной колонны и фиксации клина в заданном направлении одновременно срезаются соединительные болты, с помощью которых соединяется хвостовик райбера с клином. Вращением бурильного инструмента приступают к фрезерованию колонны. Испытания комплекта инструмента для забуривания боковых стволов проводились на пяти скважинах:

скв. 1520 Туймазинской площади - в декабре 2000 г.;

скв. 156 Мустафинской площади - в марте 2001 г.;

57

скв. 3007 Бураевской площади - в июне 2001 г.;

скв. 7587 Арланской площади - в июле 2001 г.;

скв. 7583 Арланской площади - в октябре 2001 г.

Режимы фрезерования пилотным райбером приведены в табл. 2.2.

На скв. 1520 Туймазинской площади после отработки РПМ-125 в течение 7 ч подняли бурильный инструмент и обнаружили, что в скважине остался хвостовик от пилотного райбера. Райбер имел износ по торцовой части, по диаметру износ был незначительным.

Продолжительное проведение работ по вскрытию окна рай-берами РМС-146 не привело к успеху, так как райберы становились на головную часть хвостовика и вращались вместе без фрезерования стенки эксплуатационной колонны. Боковой ствол в скважине забурили после фрезерования УВУ-146 сплошного участка колонны и установки цементного моста.

После первого испытания клинового устройства были выявлены следующие недоработки:

при наличии резьбового соединения пилотного райбера с хвостовиком необходимо последний фиксировать с целью предотвращения отвинчивания стопорным винтом или изготавливать райбер цельным;

интервал фрезерования РПМ-125 данной конструкции должен быть не более 50-60 см, так как при большем интервале фрезерования хвостовик начинает работать на излом.

Испытания инструмента для бурения БС проведены Баш-нипинефтью на скв. 156 Мустафинской площади. После спус-

Таблща 2.2

Режимы фрезерования райбером РПМ-125

Параметры
1520, Туйма-
Номер скважины, площадь

156, Муста-
3007, Бураев-
7585, Арлан-

зинская
финская
ская
ская

Интервал фрезе-
1377,0-1378,0
1064,9-1065,4
1327,7-1328,2
1311,0-1311,3

рования, м

Проходка, м
0,95
0,5
0,5
0,3

Частота вращения
80-90
60-70
75
65

ротора, об/мин

Давление на стоя-
5-6
4
5
7

ке, МПа

Нагрузка на фре-
10-20
12-18
15-20
10-15

зер, кН

Подача насоса,
10
11
10
11

л/с

Время фрезерова-
7
2,25
0,75
0,5

ния, ч

58

ка и установки клина КУМ-146 в ствол с зенитным углом 42° за 2 ч 15 мин профрезеровали участок длиной 50 см, подняли бурильный инструмент и сменили пилотный райбер на многолезвийный сварной райбер РМС-146 с наконечником, вооруженным сверхтвердым материалом славутич. При работе РМС-146 проработали пилотным райбером интервал фрезерования 1064,9-1065,4 м за 30 мин. Далее продолжили фрезерование 40 см колонны в интервале 1065,4-1065,8 м в течение 5 ч 30 мин. Из-за резкого падения скорости фрезерования решили поднять райбер. После подъема обнаружили, что в скважине остался наконечник - отвинтился по резьбовому соединению. Поднять или разрушить наконечник не удалось. После нескольких суток работы на клине он начал проворачиваться, проходимость через голову клина ухудшилась. Участок ствола зацементировали и произвели забуривание с моста после сплошного фрезерования участка колонны.

На следующей скв. 3007С-1 Бураевской площади при спуске клинового устройства КУМ-146 для уменьшения усилия срезания болтов оставили только два срезных болта М-12. При установке клинового устройства на искусственный забой в вертикальный ствол болты срезались при нагрузке 70 кН. Пилотным райбером фрезеровали в интервале 1327,7-1328,2 м - участок длиной 50 см за 40 мин. После подъема пилотный райбер сменили на РМС-146, которым профрезеровали 1 м 33 см за 5 ч 30 мин в интервале 1328,2-1329,53 м, далее проходка прекратилась.

После подъема райбера обнаружилось, что произошел износ по диаметру со 127 до 122 мм. Вооружение торцовой части износилось неполностью, а в центральном промывочном отверстии диаметром 20 мм заклинило часть вырезанной обсадной колонны в виде "языка" длиной 30 см (рис. 2.12). Таким образом, при фрезеровании эта вырезанная часть колонны, заклиненная в промывочном отверстии, препятствовала дальнейшему углублению райбера. Новым райбером той же конструкции диаметром 124 мм в интервале 1329,5-1330,9 м за 4 ч профрезеровали 1 м 40 см, после чего на поверхности появились кусочки цементного камня и породы. В дальнейшем боковой ствол был успешно пробурен, причем бурильный инструмент свободно прошел через вырезанное окно.

После испытания комплекта инструмента на скв. 3007С-1 разработали и изготовили новую конструкцию фрезера оконного типа ФО-126 без центрального промывочного отверстия (см. рис. 2.12), который был испытан на скв. 7585С-1 Арлан-ской площади в стволе с зенитным углом 42°. Ориентирован-

59

Рис. 2.12. Готовый фрезер оконный типа ФО-126 ($) и корпус ( )

ное забуривание бокового ствола на этой скважине с клина типа КУМ-146 за два рейса нового многолезвийного фрезера ФО-126 и райбера РФУ-146 была успешно выполнена за 2 сут. Режимы фрезерования колонны фрезерами ФО-126 и РФУ-146 приведены в табл. 2.3.

На фрезере ФО-126 произошел износ вооружения на торцовой части и образовались две кольцевые выработки глубиной 10 мм и шириной 5 мм: одна выработка по диаметру 52 мм, а вторая - по диаметру 92 мм (рис. 2.13). Износ РФУ-146 незначительный, но имеются сколы нескольких твердосплавных резцов в нижней части.

60

Таблица 2.3

Режимы фрезерования фрезерами ФО-126 и РФУ-146

Проход-ка, м
Время,
мин (на
10 см)
Нагруз-ка, кН
Вес на
крюке,
кН
Проход-ка, м
Время,
мин (на
10 см)
Нагруз-ка, кН
Вес на
крюке,
кН

Фрезер ФО-126

Фрезер РФУ-146 (РФУ-146В)

0,1
5
2
190
1,2
14
35
158

0,2
5
12
180
1,3
14
32
161

0,3
7
20
173
1,4
20
28
165

0,4
6
20
173
1,5
21
33
160

0,5
10
15
178
1,6
21
32
161

0,6
7
22
170
2,0
60/4
33
160

0,7
7
24
168

0,8
21
26
166

0,9
27
26
166

1,0
30
27
165

1,1
55
32
160

Далее бурение бокового ствола было продолжено прямой компоновкой отклонителями ШОР-105 (2,5°) и ОВУШ-105 (1,96°). При последующем спуске отклонителя ОВУШ-105 с большим перекосом осей кривого переводника (2,62°) он не прошел через окно. Все последующие попытки восстановить проходимость через окно оказались неудачными. Повторную попытку забуривания нового бокового ствола на скв. 7585С-1 Арланской площади пришлось выполнять путем сплошного фрезерования части колонны устройством ФКР-146 с последующим уходом с моста. На вскрытие окна и последующее за-буривание было затрачено 6 сут.

Причина смещения клина, по-видимому, заключается в сла-бом заякоривании трехплашечного якоря типа ЯКО-146 при больших зенитных углах, составляющих 41-42° на скважинах на Мустафинской и Арланской площадях, или в коротком ок-не, препятствующем пропуску отклоните лей через окно.

С целью уточнения схемы вооружения фрезера и характера его износа при забуривании боковых стволов был изготовлен еще один оконный фрезер ФО-127 прежней конструкции. От-работка фрезера производилась на скв. 7583 С-1 Николо-Березовской площади на глубине 1303,3 м на заливном клине типа КОЖ-146. Проходка и на этот фрезер составила 1,4 м за 3 ч 30 мин. После подъема инструмента было обнаружено, что износ торцовой части фрезера такой же, как и на скв. 7585С-1 Арланской площади, т.е. аномальный кольцевой износ воору-жения рядом с промывочными отверстиями. Затем продолжили фрезерование окна реставрированным фрезером той же кон-струкции. За 1 ч прошли 10 см, после чего проходка прекра-

61

Рис. 2.13. Фрезер типа ФО-126 № 1 после отработки

Рис. 2.14. Якорь клина-отклони-теля

тилась. После подъема было установлено, что износ вооружения фрезера имеет аналогичную картину - кольцевая выработка на торцовой части в местах расположения промывочных отверстий. Заканчивать фрезерование вновь пришлось райбе-ром РФУ-146.

Как показал анализ промысловых испытаний, инструмент, используемый для забуривания боковых стволов, нуждается в модернизации. С целью повышения надежности крепления клинового устройства при бурении бокового ствола частично изменили конструкцию клина типа КУМ и якоря. Цилиндрическая часть клина была увеличена на 500 мм. Для снижения крутящего момента увеличили радиус желоба клина на 5 мм.

62

Кроме того, были ужесточены допуски на обработку отверстия под ось переводника и на ось, что должно повысить усилие фиксации клина в скважине в вертикальном положении.

Для повышения надежности крепления клина в обсадной колонне угол направляющего паза в корпусе якоря (рис. 2.14) уменьшен до 8°, что обеспечивает самозаклинивание лап в рабочем положении. Шток якоря в новом варианте сборный и состоит из поршня и собственно штока. Это облегчает регулировку и упрощает сборку якоря.

Фиксация клина в вертикальном положении осуществляется за счет внедрения лап якоря в стенки обсадной колонны. В модернизированном якоре подобрана новая сталь, обеспечивающая закалку лап до 55 HRC, что гарантирует внедрение гребешков последних в стенки обсадной колонны.

Промысловые испытания инструмента выявили ряд конструктивных и технологических недоработок райберов. Так, при работе райбера пилотного типа РПМ-146 на скв. 1520 Туйма-зинской площади отвинтился хвостовик. В связи с этим присоединительную метрическую резьбу хвостовика с корпусом райбера М60х2 заменили на замковую резьбу 3-63,5 (ГОСТ 5286-75).

При анализе отработанных райберов установлено, что проходку на инструмент ограничивает слабое вооружение торцовой и верхней частей конусного сектора райберов. Кроме того, размещение промывочного отверстия соосно с корпусом райбера создает условия для обуривания части обсадной колонны и захода ее в корпус райбера.

Разработаны также наконечники, вооружение которых комбинировано — на основную площадь нанесен металлокерамиче-

Рис 2 15 Наконечники для оайбеоов аомиоованных:

а ~ славутичем- б - металлокерамическим сплавом- в - металлокерамическим сплавом и твердосплавными пластинами '

63

ским сплавом, а центральное отверстие усилено твердосплавными пластинами типа Г20х15 (6,5) (рис. 2.15). Наружная часть наконечника по диаметру также усилена тремя твердосплавными пластинами типа 62252 (ГОСТ 25393-82).

С целью увеличения длины и ширины окна для прохождения двигателей-отклонителей в компоновке, вырезающей окна, предусмотрен второй колонный райбер, устанавливаемый выше зарезного райбера.

2.4. РАЗРАБОТКА И ИСПЫТАНИЕ ОПОРНО-ЦЕНТРИРУЮЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ ДЛЯ КНБК

Для безориентированного управления траекторией ствола наклонной или горизонтальной скважины при бурении забойными двигателями наиболее часто используются КНБК с одним или двумя опорно-центрирующими элементами (ОЦЭ). Такие КНБК при бурении в изотропных породах с платформенным залеганием пластов обеспечивают более или менее удовлетворительный безориентированный набор или спад зенитного угла.

Для дополнительного управления азимутом в случае отсутствия заметного влияния неблагоприятных горно-геологических факторов используется простое правило. Так, при наборе зенитного угла (КНБК с долотом и стабилизатором на ниппеле двигателя, с долотом и полноразмерным наддолотным калибратором и др.) долото фрезерует верхнюю стенку скважины и, “набегая” вдоль цилиндрической образующей ствола в сторону вращения (со смещением относительно вертикальной плоскости, проходящей через центр забоя), стремится увеличить азимут скважины, а при естественном спаде зенитного угла, наоборот - уменьшить азимут или стабилизировать его. Последний случай удовлетворительно объясняется влиянием закручивания колонны и пространственной, а не плоской формой упругой деформации КНБК. Влияние этих факторов до настоящего времени изучено недостаточно полно и иногда ошибочно объясняется воздействием гироскопического эффекта, для ощущения которого необходима частота вращения долота не менее 8000-10 000 мин"1.

Для стабилизации зенитного угла и азимута скважины в промысловой практике также наибольшее распространение получили КНБК с одним - двумя ОЦЭ.

Практически во всех случаях использования распространенных видов КНБК (использование специальных управляю-

64

щих устройств не рассматривается) регулирование управления траекторией ствола обеспечивается практически за счет изменения диаметров ОЦЭ и варьирования расстояний между ними. Поэтому на каждой буровой для проводки наклонных скважин необходимо иметь запас ОЦЭ (до 7-15) или обеспечивать возможность их своевременного подвоза.

В результате все более широко начинает развиваться предложенная в свое время ВНИИБТ и рядом ведущих зарубежных буровых подрядчиков тенденция к переходу от ОЦЭ с жесткими центрирующими или калибрующими ребрами к калибраторам, стабилизаторам и центраторам со сменными лопастями регулируемого (непосредственно перед спуском в скважину) диаметра или управляемых тем или иным способом оперативным путем по показаниям, например, телеметрической системы.

Кроме того, исследования последних десятилетий и анализ известного промыслового опыта подтвердили целесообразность в отдельных случаях возможной дополнительной комплектации ОЦЭ простыми приспособлениями и узлами, обеспечивающими дополнительные функции:

кольматацию ствола скважины при бурении в зонах продуктивного и верхнего водоохранного комплексов, а также при возникновении некоторых видов осложнений;

дополнительную высокочастотную турбулизацию потока на забое или усиление естественной с помощью встроенных гидрогенераторов или турбулизаторов с целью улучшения промывки забоя и дополнительной кольматацией стенок скважины отдельными частицами выбуренной породы;

снижение дифференциального давления на забой скважины;

возможность в отдельных случаях локальной проработки (на участках интенсивного искривления) или расширения ствола (для повышения качества изоляции эксплуатационной колонны в зоне продуктивного комплекса или для ликвидации поглощений с установкой потайных колонн);

возможность использования ОЦЭ для принудительного вращения нижней части КНБК по траектории вокруг оси скважины (при эксплуатации ОЦЭ в режиме эксцентричного вращающегося ниппеля), а не вокруг собственной оси, с целью резкого (по сравнению со стандартными ОЦЭ - кратного) снижения влияния отклоняющей силы на долоте на интенсивность изменения зенитного угла (обеспечение малоинтенсивного набора или спада);

обеспечение формирования поперечного сечения ствола в виде правильного цилиндра, устранения или снижения влия-

65

ния набегания долота при вращении на стенку скважины на изменение азимута скважины;

гашение поперечных параметрических колебаний долота в целях повышения скорости бурения, формирования поперечного сечения скважины в виде правильного цилиндра (за счет принудительного центрирования долота в скважине), снижения интенсивности загрязнения прискважинной зоны пласта продуктивного коллектора и др.

Указанным условиям в наибольшей мере удовлетворяют разработанные и испытанные в промысловых условиях в 1997-1998 гг. гидравлические калибраторы с самовыдвигающи-

Рис. 2.16. Калибраторы:

а ~ КСмРМп2; б - КСмР-122-135; в - КСмРМ-295,3

66

мися ребрами моделей КПр-215 (прямолопастного) и КС-215,9 (спирального). Однако промысловые испытания гидравлических калибраторов, несмотря на их эффективность (в режиме “эксцентричного вращающегося ниппеля” была обеспечена полная, притом устойчивая стабилизация азимута) в целом выявили их основной недостаток - необходимость профилактического обслуживания из-за наличия трущихся поверхностей, уплотняемых резиновыми кольцами круглого сечения.

Необходимость в профилактическом обслуживании привела к необходимости перехода к более устойчивым к внешнему воздействию и не требующим профилактического обслуживания калибраторам модели КСмР с регулируемым непосредственно перед спуском в скважину диаметром.

Испытания первой модели КСмР подтвердили приемлемость

67

использования их для бурения в твердых породах в режимах и обычного калибратора, и эксцентричного ниппеля. Однако одновременно выявилась и потребность модернизации, связанная с необходимостью:

облегчения и повышения надежности регулирования диаметра;

увеличения опорной поверхности ребер при бурении в мягких породах;

усиления вооружения при наличии в скважине абразивных

Рис. 2.16. Продолжение

68

частиц песка (одновременно затрудняющих использование стабилизаторов СН).

По результатам проведенных промысловых исследований первой модели Башнипинефтью были разработаны совместно с НПФ “Технология” УГНТУ рабочие чертежи на новые или модернизированные модели ОЦЭ прямолопастные механического типа (расширители - гидравлического) и только регулируемого диаметра (в том числе ранее разработанные первые модели, удовлетворительные для бурения в твердых породах,

Рис. 2.17. Стабилизаторы:

а - СШНМ-215,9; б -СШНМ-295,3; в - СШВМ-215,9; г - СШВМ-295,3

69

были заменены на модернизированные, удовлетворяющие условиям проводки скважин и в твердых породах Урало-Поволжья и в мягких Западной Сибири):

калибратор КСмРМп2 (215,9) - для мягких пород (рис. 2.16, а);

калибратор КСмРМЗ (215,9) - универсальный, повышенной износостойкости;

калибратор малого диаметра КСмР-122-135 (рис. 2.16, б);

калибратор КСмР-142-157;

модернизированный универсальный калибратор

КСмРМ-259,3 (рис. 2.16, в);

Рис. 2.17. Продолжение

70

модернизированный универсальный стабилизатор

СШНМ-215,9 (рис. 2.17, а) - нижний, 195-мм шпинделя забойного двигателя, с регулируемым диаметром (изготовлены опытно-промышленные образцы);

модернизированный универсальный стабилизатор

СШНМ-295,3 (рис. 2.17, б) - то же для 240-мм двигателя;

модернизированный универсальный стабилизатор

СШНМ-215,9 (рис. 2.17, в) - верхний, для установки между

71

Рис. 2.18. Центратор ЦЗР-295,3

секциями 195-мм двигателя и шпинделя, с регулируемым диа-метром (изготовлены опытно-промышленные образцы);

модернизированный универсальный стабилизатор

СШНМ-295 3 (рис 2 17 г) - то же для 240-мм двигателя*

центратор ЦЗР-215,9 - то же для 215,9-мм двигателя и УБТ-178;

центратор ЦЗР-295,3 (рис. 2.18);

расширитель гидравлический лопастный РШЛ 120/136 (рис. 2.19) - модернизированный по результатам промысловых испытаний первой модели РШЛ 116/137 на двух скважинах;

гидравлический шарошечный расширитель РШК 120/150;

гидравлический лопастный расширитель РШЛ 212/240 (конструкция модернизирована по результатам испытаний РШЛ 116/137).

72

Рис. 2.19. Расширитель РШЛ 120/136

Кроме того, в условиях Западной Сибири на трех скважинах проведены дополнительные промысловые испытания калибраторов КСмР (215,9) первой модели, подтвердившие ранее полученные результаты о необходимости разработки для буре-ния в мягких породах специальных типоразмеров калибрато-ров модели КСмР а также ранее полученные в Башнипинеф-ти и других НИИ аналитические выводы о необходимости использования для устойчивой стабилизации зенитного угла КНБК с тремя — четырьмя ОЦЭ.

73

В целом по результатам проведенных испытаний можно считать подготовленными к внедрению конструкции следующих ОЦЭ:

калибраторы механические, регулируемого диаметра модели КСмРЗ-215,9;

гидравлические прямолопастные калибраторы КПрМ2-215,9;

лопастные расширители РШЛ 120/136;

калибраторы КСмР-122-135.

2.5. ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ДЛЯ ЗАБУРИВАНИЯ БОКОВОГО СТВОЛА

2.5.1. СПОСОБ ОРИЕНТИРОВАННОЙ СБОРКИ РАБОЧИХ ОРГАНОВ ЗАБОЙНОГО ДВИГАТЕЛЯ И УСОВЕРШЕНСТВОВАННАЯ КОНСТРУКЦИЯ ШПИНДЕЛЯ-ОТКЛОНИТЕЛЯ

Компоновка низа бурильной колонны при забуривании БС включает, как правило, долото, калибратор и винтовой забойный двигатель-отклонитель. В искривленных стволах мощность серийных винтовых двигателей часто оказывается недостаточной для бурения скважины, особенно при износе статора или ротора. В таких случаях для увеличения крутящего момента приходится последовательно сочленять две винтовые пары забойного двигателя.

Сочленение роторов, представляющих собой трехзаходные винты, необходимо производить таким образом, чтобы верхний из них являлся естественным продолжением нижнего без каких-либо смещений вокруг оси. Разработан способ ориентированной сборки рабочих органов винтовых забойных двигателей (патент РФ 2109122, БИ № 11, 1998), который заключается в следующем (рис. 2.20).

1. Подгоняют конусные сопрягаемые поверхности роторов и жесткой связи так, чтобы прилегание сопрягаемых деталей было не менее 65 % по всей длине конуса.

2. Соединяемый конец ротора нагревают до температуры 600-700 °С и помещают на конус жесткой связи.

3. На остывший конец ротора крепят подвижную втулку с внутренним профилем, соответствующим наружному профилю соединяемых роторов.

74

Рис. 2.20. Схема ориентированной сборки рабочих органов винтового забойного двигателя:

1 - ротор винтового двигателя; 2 - конусная же-сткая связь; 3 - втулка с внутренним профилем; 4 - фиксатор

Рис. 2.21. Шгашдель-отклонитель:

1 - верхняя часть; 2 - нижняя часть; 3 ~ корпус; 4 - осевая опора; 5 - ради-альные опоры; 6 - вал; 7 - конусно-шлицевая му1та; 8 - корпус нижней части; 9 - осевые опоры; 10 - радиальные опоры; 1 - вал; 12 - ниппель; 13 ~ переводник; 14, 15 - полумуфты кулачковые; 16 - упорные концы полумуфты

4. Нагревают соединяемый конец другого ротора, пропускают внутрь закрепленной втулки и размещают на втором конусном конце жесткой связи. При этом за счет соответствия наружного профиля ротора и внутреннего профиля подвижной втулки происходит ориентирование роторов относительно друг друга.

5. После охлаждения снимают подвижную втулку. Размеры жесткой связи выбирают с учетом нормального

вращения в соединительном переводнике секций двигателя.

Спаренный забойный двигатель на некоторых скважинах (319, 455, 121, 1029) позволил увеличить нагрузку на долото в процессе забуривания БС в среднем на 25 %.

Выпускаемые отечественной промышленностью отклонители для бурения горизонтальных и боковых стволов требуют существенных изменений конструкции ввиду необходимости высокого темпа набора кривизны. Как будет показано ниже, на параметры искривления оказывают влияние угол перекоса шпинделя-отклонителя и длина нижнего плеча. Эта проблема решена за счет максимального приближения радиальной опоры шпинделя к забою, монтажа ее в ниппельную часть и уменьшения ее длины, а также передачей осевых нагрузок упорными торцами кулачковых муфт. Это позволяет снизить удельное давление на осевую пяту.

Шпиндель-отклонитель (рис. 2.21) состоит из двух частей. Верхняя основная часть, где установлен полный комплект осевой и радиальных опор, воспринимает радиальные и осевые нагрузки. Вторая часть шпинделя представляет собой надставку с отдельным укороченным валом, общая длина которой в несколько раз меньше длины основного шпинделя и предназначена для интенсивного набора зенитного угла (до 8° на 10 м) и интенсивного изменения азимута ствола скважины. В этой части установлены две радиальные опоры и три подпятника с осевым люфтом, который на 1-2 мм больше, чем на основной осевой опоре (пяте). Эти элементы исключают выпадение вала на забой и обеспечивают ему осевое перемещение на величину их люфта, а в процессе работы отклонителя включаются в работу с основной осевой опорой.

Для придания жесткости компоновке нижняя радиальная опора максимально приближена к забою за счет монтажа ее в ниппельной гайке. Надставка присоединяется к корпусу основной опоры посредством косого соединительного переводника с заданным углом кривизны. Их валы соединены с помощью шарнирно-кулачковой муфты, установленной в плоскости кривизны косого соединительного переводника. Крутящий момент

76

и осевые нагрузки с верхнего основного вала на надставку передаются соответственно кулачками и упорными торцами кулачковых муфт.

Крутящий момент от ротора винтовой пары на вал шпинделя-отклоните ля передается через гибкий вал (торсион) и ко-нусно-шлицевую муфту, верхняя полумуфта которой соединена с гибким валом. Нижняя полумуфта (конус) навинчена на вал шпинделя.

2.5.2. ИССЛЕДОВАНИЕ ЗАВИСИМОСТИ ПАРАМЕТРОВ ИСКРИВЛЕНИЯ БОКОВОГО СТВОЛА ОТ НАГРУЗКИ НА ДОЛОТО И УГЛА ПЕРЕКОСА ШПИНДЕЛЯ-ОТКЛОНИТЕЛЯ

Траектория бокового ствола на участке набора кривизны при бурении зависит от геометрических параметров инструмента и режима бурения.

Зенитный угол а зависит от угла перекоса В, нагрузки на долото e и длины нижнего плеча l. С помощью пакета статических программ “Statgrafics” установлена связь

<х = f(L, В, PА, l). (2.1)

Для фаменского горизонта

= 0,57В + 4,52PД + 0,009L - 16,3, (2.2)

а

где L - глубина бурения, м; e - нагрузка на долото, тс; В -угол перекоса двигателя-отклонителя, градус.

Расстояние от торца долота l до угла перекоса в кривом переводнике объемного двигателя для фаменских скважин средних глубин (1850 м) не изменялось и составило 1,6 м.

Коэффициент корреляции в этом случае ц = 0,83.

Для турнейского яруса

а = -12,05 - 0,03L + 3,7PД + 14,22В + 3,81l. (2.3)

Коэффициент корреляции ц = 0,87.

На рис. 2.22 показаны графики изменения зенитного угла а от нагрузки на долото P для конкретных условий бурения БС, глубины забуривания и определенных компоновок низа бурильной колонны.

Характерная особенность графиков - повышение зенитного угла а при увеличении нагрузки на долото P . Полученные

77

Рис. 2.22. Изменение зенитного угла от нагрузки на долото для фаменского горизонта (t) и турней-ского яруса ( )

зависимости позволяют ориентировочно подбирать нагрузку на долото для достижения требуемых зенитных углов при определенных геометрических размерах КНБК и буримых породах.

2.6. СПОСОБЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЗАБУРИВАНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ

2.6.1. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ ДЛЯ ЗАБУРИВАНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

Проблемой установки надежных цементных мостов в скважинах традиционных конструкций занимались многие исследователи. Наиболее полно работы в этой области обобщены в ра-

78

боте М.О. Ашрафьяна [24]. Между тем промысловая практика установки цементных мостов для забуривания бокового ствола (БС) показывает, что положительный результат часто достигается лишь после проведения трех - четырех операций. Это вызвано отсутствием соответствующей методики расчета технологического процесса с учетом физико-механических свойств цементного камня.

Методика расчета установки цементных мостов, обеспечивающая забуривание БС из фрезерованного участка обсадной колонны с цементного моста, заключается в следующем.

Первоначально определяются минимальные размеры моста (рис. 2.23), отвечающие требованиям по несущей способности.

Рис. 2.23. Схема установки цементного моста для забуривания бокового ствола из вырезанного окка в колонне:

/ - колонна обсадных труб в старой скважине; 2, 3 - верхняя и нижняя части моста; 4 - мост, установленный до вырезания окна; 5 - окно в колонне

79

Общая высота

Ня = К + h3, (2.4)

где h2, h3 - высота цементного столба соответственно в вырезанном участке и в колонне ниже вырезанного участка.

Задаемся значением h1 из условия обеспечения нормального забуривания бокового ствола из вырезанного в колонне окна (например, по опыту Туймазинского управления буровых работ h1 = 1 м), тогда

h2 = H0- h1 (2.5)

где Н0 - высота вырезанного окна.

Несущая способность участка моста высотой h2 в вырезанной части колонны определяется нагрузкой Ршо, которую выдерживает этот участок, а нагрузка зависит от прочности цементного камня на сдвиг G и площади сдвига F :

Рио = FCJfiC4 = 7idBKh2Gcv (2.6)

где dBK - внутренний диаметр обсадной колонны; G - напряжение сдвига по телу цементного камня. Нагрузка на участок моста ниже окна

^нк = ^сцк = xdBKh3Gcm, (2.7)

где FnTr - площадь сдвига по колонне; G„m — напряжение сдвига цементного камня по поверхности колонны.

Тогда общее значение предельной нагрузки на цементный мост, определяющей его несущую способность,

Рт = Рт + Рик = %dBK(h2Gcn + h3Gcm). (2.8)

Искомая величина h3 определяется из соотношения

h = РШ/^ВКССЦК ~ к2Ссц/Ссцк. (2.9)

Несущая способность моста будет достаточна при соблюдении условия

РШ>РЯ, (2.10)

где Р - нагрузка на долото, определяемая исходя из твердости пород, слагающих стенки скважины с учетом опыта бурения ствола старой скважины в этом интервале.

При коэффициенте запаса прочности моста, равном 1,5, осевая нагрузка на мост

Рт = 1,57>д. (2.11)

80

Для вычисления величины h3 по формуле (2.9) необходимо знать значения G и G , устанавливаемые экспериментально для конкретных материалов (цементного камня). Определение значения G представляет большую трудность. Легко определяется значение прочности цементного камня на сжатие Ссж. Напряжение сдвига по телу цементного камня G вероятно, меньше значения прочности камня на сжатие Ссж. Так, из ра-боты [25] следует, что

ССЦ= 0,6ССЖ. (2.12)

Поэтому высота верхней части моста, определенная с уче-том значения G цементного камня, рассчитанного по соотношению (2.12), вполне удовлетворит условиям обеспечения несущей способности моста. Имея значения Ссц и Gcm, по формуле (2.9) можно вычислить значение h3.

После определения минимальных размеров моста рассчитывают необходимые количества цементного раствора и прода-вочной жидкости. Объем цементного раствора, соответствующий объему цементного моста, представляет собой сумму объемов раствора для верхней V1 и нижней части моста V2:

Ущ, =V1+V2= 0,785(dch2 + d2Kh3). (2.13)

Для обеспечения точности установки моста берется запас раствора для его срезки на глубине “головы” моста в количестве 1,3V . Тогда объем цементного раствора для установки моста

Уцр = 1, 3 • 0, 785(dX + d2Ji3). (2.14)

Объем продавочной жидкости VnyK рассчитывают, исходя из объема заливочных труб выше уровня цементного раствора. Успешность забуривания БС в заданном направлении оценивается соотношением буримости цементного моста и горных пород в интервале зарезки ствола.

Экспериментально установлено (А.Ф. Афанасьев), что практически буримость (механическая скорость бурения ом) пород обратно пропорциональна их твердости по штампу.

Исходя из изменения характера буримости при переходе от пород одной твердости к другой, М.О. Ашрафьян предложил соотношение для определения необходимой твердости цемент-ного камня [24]:

81

(0,01 + 1,0)^,

(2.15)

где »ттт1 и »ттт9 - твердость по штампу породы и цементного камня соответственно.

При этом предполагается, что в основном идет объемное разрушение материалов и компоновка инструмента позволяет осуществлять надежное отклонение долота. При сложившейся в настоящее время практике забуривание с моста в целях создания (в начальный период) надежного направления (желоба-кармана) производится с минимальной нагрузкой на долото (“с навеса"). Судя по шламу в начальный момент происходит в основном поверхностное разрушение. Поэтому для обеспечения успешного забуривания бокового ствола от моста необходимо соблюдать более жесткое условие, нежели рекомендуется соотношением (2.15), а именно:

Рцк>рп, (2.16)

где р„г ж р„ — твердость цементного камня и породы соответст-венно"

Если это условие не удовлетворяется, то необходимо принять меры по увеличению твердости цементного камня в головной части моста. В лабораторных условиях определяют значение прочности цементного камня на изгиб G и сжатие Ссж. В определенных пределах для однородного материала должна существовать корреляционная связь между р и GcyK. Для данного типа цементного камня (рецептуры раствора) необходимо построить зависимость р = f(Gcw) по данным лабораторных исследований. Значение р может быть установлено любым известным методом определения твердости (вдавливанием штампов, шара или конуса).

Известно, что задаваемая нагрузка на долото при бурении

PA = anTpnFK, (2.17)

где аш - коэффициент повышения твердости породы в условиях забоя; Fv - площадь контакта зубьев шарошки; рп — твер-дость породы.

Если известно Р из опыта бурения интервала установки моста, то можно определить твердость породы из соотношения

pu = PR/o.FK. (2.18)

Для приближенных расчетов применительно к условиям 82

месторождений Башкортостана можно воспользоваться значениями ри, полученными Ю.Ф. Алексеевым [26].

Значение р можно повысить введением в цементный раствор кварцевого песка. Эксперименты показывают, что в условиях низких и нормальных температур при введении обычного крупнозернистого кварцевого песка прочность цементного камня практически не повышается, но увеличиваются его твердость и сцепление с металлом. При введении в тампонажный раствор молотого кварцевого песка прочность возрастает до содержания его в смеси 20 %, а свыше 20 % прочность цементного камня снижается без увеличения его твердости. Поэтому для установки мостов при забуривании БС на месторождениях Башкортостана применяли растворы из тампонажного портландцемента с водоцементным отношением В/Ц = = 0,45-^0,4 с введением крупнозернистого кварцевого песка в количестве 15-20 % от массы цемента, поскольку при таком содержании песка в цементе повышается твердость цементного камня (рис. 2.24).

Рис. 2.24. Зависимость физико-механических свойств цементного камня от содержания песка в цементе (песок вводился в цементный раствор):

/ - при введении молотого песка с удельной поверхностью (5уд) = = 3700 см2 /т; 2 - твердость цементного камня по штампу при введении в раствор крупнозернистого песка; 3 - то же с добавкой 2 % СаС12 (по массе к цементу); 4 — при введении обычного крупного зернистого песка в цементный раствор

83

Немаловажное значение имеет и подготовка ствола к установке цементного моста. Для этого требуется провести следующие работы.

1. Скважина должна быть опрессована на давление ропр, превышающее суммарное гидростатическое давление столба жидкости в скважине ртс:

Ропр = 12Ргс = 1'2(Рпжg c пж + Рцрg c цр)> (2-19>

где рпж, р - плотность промывочной жидкости и цементного раствора; g - ускорение свободного падения; cпж - высота столба промывочной жидкости; c - высота столба цементного раствора выше нижней кромки окна (рис. 2.25).

2. Поглощение жидкости необходимо полностью ликвидировать с применением цементных растворов с наполнителем или иным способом. После ликвидации поглощения уровень жидкости в скважине должен быть на устье.

Рис. 2.25. Схема забурива-ния бокового ствола со спец-моста:

I - конструкция бетонной тумбы в сборе; II - бетонная тумба установлена и зацементирована в скважине; III - забуривание бокового ствола с бетонного моста; 1 - верхний переходник; 2 - срезной палец; 3 ~ оболочка; 4 - канал; 5 - бетон; 6 - переходник; 7 - хвостовик; 8 -вырезанное окно; 9 - об-садная колонна; 10 - цементный мост; 11 - забойный двигатель; 12 - долото

84

Технологический процесс установки моста выполняется в следующем порядке.

1. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) спускают на глубину Нт, определяемую зависимостью

Ят = Ягн + Ян. (2.20)

Производится промывка скважины и последующий контроль уровня жидкости.

2. Приготовляют цементный раствор и нагнетают его в скважину, после чего поднимают НКТ до расчетной глубины и срезают излишки раствора.

3. Колонну НКТ приподнимают на 20-30 м, и скважина оставляется на ОЗЦ.

4. После ОЗЦ допуском НКТ проверяют уровень цементного моста. При наличии моста на расчетной глубине производят его опрессовку на давление

/)ом= 1,2(/)д+рпж?Ям). (2.21)

В случае невыполнения условия (2.21) или понижения уровня моста производится его наращивание путем дополнительной заливки.

Применение разработанной методики расчета технологического процесса и реализации его с использованием оптимальной рецептуры тампонажных растворов позволило снять остроту проблемы установки мостов для забуривания боковых стволов в условиях Башкортостана.

Для снижения трудоемкости расчетов рекомендуется построение номограмм или разработки компьютерных программ.

2.6.2. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЗАБУРИВАНИЯ БС

В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СПЕЦМОСТА

ВЫСОКОЙ ПРОЧНОСТИ

В целях устранения таких осложнений разработана технология забуривания с использованием искусственного спецмоста высокой прочности, спускаемого в скважину в готовом виде (см. рис. 2.25). Он представляет собой тонкую алюминиевую оболочку, заполненную затвердевшим бетоном, с центральным каналом. Снизу к нему крепится хвостовик, регулирующий высоту установки спецмоста. К верхней части оболочки с помощью срезных штифтов подсоединяется извлекаемый переходник с резьбой. После фрезерования сплошного участка эксплуатационной колонны на бурильных трубах спускают спец-

85

Л V'V'.'V "У.'?/У//У ¦/''J's'/s'/1'>/<-s''t's'/s''t'>/'s''t's'/s''t's''s''>'s'/s''t's''s''>'s\

'//¦У У V У > V ' > ' ? > l-J/,;/J,/J/,S/J,/J/,S/J,/J/,S/J,sJ/,S/J,/J/,S/J,sJ/,S/J,/J/,S/J,77T,

'¦¦ №''У'У\'У'УУ'У'УУ'\'УУ'У'УУ'У'УУ'У'УУ'П&

///>>,' У>;'¦-;;>у\

Рис. 2.26. Схема забуривания бокового ствола в обсаженной колонне скв. 684 Туймазинской площади:

I - ликвидация низа; II - опрессовка колонны; III - вырезание кольца; IV - приподъем верхней части колонны; V - цементирование верхней части колонны; VI - установка моста для забуривания; 1 - НКТ; 2 - обсадная труба; 3 - цементный камень; 4 - опрессовочная головка; 5 - взрывозащищенный забойный двигатель Д1-105; 6 - вырезающее устройство

мост и закачивают цементный раствор до отметки выше вырезанного участка колонны. После затвердения цементного раствора производят разгрузку веса бурильных труб для срезания штифтов и последующего подъема бурильных труб. Высокая прочность спецмоста позволяет бурильному инструменту быстро выйти из основного ствола и забурить БС.

2.6.3. ТЕХНОЛОГИЯ ЗАБУРИВАНИЯ БС

С ЧАСТИЧНЫМ ПОДЪЕМОМ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Для гарантированного выхода бурильного инструмента из старого ствола необходимо достаточно большое окно. Фрезеровать старую колонну на участке не менее 30-50 м сложно и дорого, поэтому была разработана технология, позволяющая при наименьших затратах получить сплошное окно большой протяженности.

Сущность разработанной технологии заключается в вырезании небольшого участка обсадной колонны в виде кольца и последующем частичном подъеме колонны (патент РФ № 2109921, БИ № 12, 1998). Однако подъем колонны возможен только в случае отсутствия цементного кольца за колонной. На рис. 2.26 показаны стадии реализации технологии. В скважину на глубину ниже места забуривания спускают колонну НКТ и устанавливают ликвидационный мост. После извлечения НКТ эксплуатационную колонну опрессовывают с целью выявления дефектов в металле труб. Далее в скважину спускают вырезающее устройство для фрезерования кольцевого окна. После этого приподнимают верхнюю часть эксплуатационной колонны на 30-50 м. Приподнятую часть колонны цементируют. Далее в образовавшемся окне устанавливают прочный цементный мост для забуривания бокового ствола.

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)