С какой целью проводится зарезка второго ствола скважины
Обновлено: 07.07.2024
Нефть, Газ и Энергетика
Кроме того, траектория бокового ствола проходит вблизи старой скважины, где продуктивная зона уже охарактеризована керновыми и каротажными данными, а также результатами испытания и эксплуатации пластов.
Если существующая скважина вскрыла газовую шапку или прошла вблизи нее, а также при наличии подстилающей воды, то содержание газа или воды (зачастую и того и другого) в добываемой продукции скважины обычно увеличивается. При отсутствии газовой шапки традиционным способом отсрочить прорыв воды является перфорация только верхней части продуктивного интервала. Однако во многих случаях при радиальном притоке флюида создаваемой депрессии бывает достаточно, чтобы подтянуть воду к зоне перфорации в виде конуса.
Однако в маломощных пластах бурение боковых стволов с горизонтальными участками эффективнее гидроразрывов.
Ввиду особых условий осадконакопле-ния стратиграфическое строение некоторых залежей обеспечивает условия миграции углеводородов в горизонтальном и вертикальном направлениях. Геологические фации с контрастными коллекторскими характеристиками могут быть как экранами, так и каналами для миграции. Иногда песчанистые коллекторы могут иметь слишком малую мощность, чтобы быть выделенными в сейсморазрезе, но благодаря большой протяженности, они видны на амплитудных сейсмокартах структурных горизонтов. В таких случаях горизонтальные скважины могут идеально решить проблему эксплуатации пластов малой мощности и вскрытия углеводородных залежей, удаленных по горизонтали от устья скважины.Больше всего горизонтальных скважин бурят в трещинноватых коллекторах типа мелоподобных известняков Остин на юге Техаса.
Когда горизонтальные скважины бурятся перпендикулярно плоскостям природных трещин, создается отличная дренажная система для повышения добычи. Выявление зон трещиноватости и определение ориентации трещин являются решающими условиями успешного проектирования скважин в таких породах. Обычно горизонтальные скважины, перпендикулярные природным трещинам, обеспечивают более высокую производительность, чем вертикальные скважины после гидроразрывов. Как правило, природные трещины расположены в вертикальных плоскостях, но если коллектор залегает неглубоко или находится под аномально-высоким пластовым давлением, то могут встретиться раскрытые горизонтальные трещины.
В таких случаях целесообразно бурить вертикальные и наклонные скважины. Однако в глубоко-залегающих коллекторах с аномально-высоким пластовым давлением лучше закрепить раскрытые трещины, чтобы избежать потерь производительности по мере падения порового давления в процессе эксплуатации.
Вытянутые в длину залежи могут образоваться в флювиальных отложениях или в результате крупных осложнений. Оба типа залежей можно вскрывать горизонтальными скважинами. Для конкретных условий выбирается стратегия бурения, определяемая задачами, которые должны решить скважины. Например, ствол скважин может идти внутри одной залежи, вдоль нее или вскрывать по возможности большее число залежей.
В последнем случае ствол скважины идет перпендикулярно длинным осям залежей, что соответствует перемещению поперек склона, существовавшего в период осадконакопления. Другим решением могут быть многоствольные скважины для вскрытия каналов, выявленных сейсмическими замерами в горизонтальных скважинах, из которых бурят боковые стволы.
Еще одной областью применения горизонтальных скважин является вскрытие сводообразных структурных построений, где круто-падающие пласты могут быть увенчаны газовой шапкой вверху или подпираться снизу водой.
В продуктивной толще Мексиканского залива встречается много пластов песчаников с высокой проницаемостью, часто превышающей 1000 мД, которые при заканчивании требуют принятия мер по контролю за выносом песка. Типичный пример иллюстрирует применение бурения боковых стволов в таких условиях.
Ранее пробуренная скважина пересекла продуктивный песчаник под углом 35 к вертикали, после чего был проведен гидроразрыв для повышения дебита и контроля за выносом песка. Дальнейшие исследования показали, что скин-фактор коллектора равен 40, а проницаемость около 180 мД. Продуктивная зона состояла из двух песчанистых пластов мощностью по 12 м каждый, разделенных глинистой прослойкой, поэтому возникла дилемма: бурить одно наклонное ответвление через всю зону или по одному на каждый пласт песчаника.
Поскольку предстояло бурить из уже существующей скважины, то диаметр ответвлений был ограничен до 150 мм. Условия заканчивания требовали применения фильтра с гравийной набивкой для контроля за выносом песка, в результате чего внутренний канал скважины в продуктивном интервале уменьшался до 50 мм. При анализе с помощью системы NODAL получили два семейства кривых. Зеленые кривые показывают взаимосвязь
устьевого давления и восходящего потока. Резкий подъем при высоких скоростях говорит опытному специалисту по разработке, что с увеличением диаметра НКТ дебиты повысятся. Однако увеличение диаметра НКТ экономически не эффективно. Голубые кривые отражают чувствительность ВОП (величины относительного притока, измеряемой отношением изменения притока к изменению забойного давления) к протяженности наклонного или горизонтального ствола скважины.
Расширение ствола скважины
Процесс расширения ствола является распространенной и немаловажной операцией при строительстве скважины. Эта операция позволяет снижать риски возникновения аварийных ситуаций в процессе крепления стенок, а также позволяет увеличить дебит за счет возможности спуска в скважину максимально доступной колонны обсадных труб.
Развитие технологий бурения и проводки, увеличение глубин залегания углеводородов и необходимость роста производительности скважин придают задаче по увеличению диаметра ствола пробуренной скважины все большую актуальность. Расширители различного типа находят повсеместное применение как при ремонте существующего фонда скважин, например, при ЗБС, так и при освоении шельфовых месторождений, где вопросы повышения эффективности и безопасности приобретают особую важность.
Увеличение диаметра скважины дает ряд преимуществ, среди основных можно отметить следующие:
во-первых, упрощение спуска колонн и возможность применения промежуточной обсадной колонны большего диаметра в процессе бурения благодаря расширению стволов скважин ниже мест сужения обсадной колонны;
во-вторых, снижение риска возникновения аварий, вызванных гидравлическими ударами, за счет эффективного регулирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора при уменьшении скорости потока в затрубном пространстве;
в-третьих, упрощение операций заканчивания скважин с открытым стволом, скважин с применением гравийных фильтров и хвостовиков большего размера;
и четвертое, оптимизация цементировочных работ.
Для выполнения операций по расширению ствола скважины могут использоваться буровые инструменты, имеющие различные принципы работы. В общем случае все инструменты можно разделить на две крупные группы по признаку возможности изменения рабочего диаметра инструмента в процессе выполнения работ. При таком разделении в одну группу попадут инструменты с фиксированным диаметром инструмента, такие как бицентричные долота и наддолотные эксцентриковые калибраторы, а в другую – инструменты с изменяющимся диаметром рабочих органов, или расширители. Первые имеют рабочий диаметр, ограничиваемый диаметром проходного отверстия обсаженной части скважины, вторые же характеризуются возможностью увеличения диаметра рабочих элементов уже после спуска в скважину. Преимущества и недостатки инструментов обоих типов представлены в таблице 1.
Несмотря на ощутимый эффект применения расширителей при строительстве скважин, следует помнить, что данная операция сложна и может приводить к прихватам и затяжкам. По данным некоторых специалистов, до 20% всех прихватов происходит именно в процессе расширения ствола скважин.
Успех и качество данной операции во многом зависит от качества и технологичности используемого оборудования, поэтому необходимо особенно тщательно подходить к выбору применяемого инструмента. Экономия на оборудовании может привести к значительным потерям средств как в случае возникновения осложнений при проведении работ по расширению, так и при последующих операциях – спуске обсадной колонны или концевика и цементировании.
На протяжении многих лет достаточно простые конструкции расширителей удовлетворяли потребности нефтяной промышленности. Однако с началом активного применения направленного бурения, значительным увеличением протяженности и усложнением геометрии скважин возникла потребность в использовании современных высокотехнологичных инструментов, отвечающих всем требованиям высокопроизводительного бурения – так началась эра современных расширителей, которые уже успели получить повсеместное распространение.
Наряду с уже хорошо себя зарекомендовавшими инструментами с механическим и гидравлическим принципом активации, появились и инновационные устройства с радиочастотной активаций (RFID). Данный метод, к примеру, позволяет значительно расширить области применения расширителей и снизить стоимость проведения работ, обеспечивая возможность многократной активации и деактивации инструмента в процессе бурения, что позволяет исключить необходимость многократного проведения СПО для расширения различных интервалов в одной скважине.
Первым таким расширителем, активирующимся в скважине с применением метода радиочастотных меток, стал инструмент RipTide TM компании Weatherford, вобравший в себя весь накопленный компанией опыт эффективного конструирования расширителей различных типов. Стоит отметить, что надежность работы и возможность применения различных методов активации бурового расширителя RipTide TM обеспечивается его конструктивными особенностями (рис. 1).
Двухкомпонентная конструкция расширителя, состоящая из контроллера и тела расширителя, позволяет адаптировать его компоновку под конкретные задачи. Рабочие характеристики расширителя регулируются такими параметрами, как диаметр тела расширителя, размер резцов, диаметр омывающих насадок, а также метод активации. Более простой способ активации сбрасываемым шаром применим для однократной активации инструмента за один спуск, а применение радиочастотной активации актуально при работе на больших глубинах или при расширении нескольких интервалов за одну СПО.
К преимуществам расширителя RipTide TM также следует отнести сбалансированность конструкции блока резцов, состоящего из трех разнесенных на 120° режущих головок, что обеспечивает значительное снижение вибрации инструмента в процессе бурения. В свою очередь, резцы, профиль и вооружение которых подбирается для конкретных условий бурения, оснащены высокопрочными премиальными поликристаллическими, или PDC, вставками, характеризующимися высокой ударной прочностью и эрозионной стойкостью (варианты конструкции резцов и поликристаллических вставок приведены на рис.2). А широкое разнообразие типоразмеров расширителя RipTide TM позволяет выполнять работы по расширению интервалов скважин практически любой конструкции.
Конструктивные особенности расширителей RipTide TM определяют его следующие преимущества:
Совместимость с роторными управляемыми системами
Расширитель RipTide TM может эксплуатироваться с роторными и роторными управляемыми системами (РУС), причем как в вертикальных, так и в наклонных скважинах. Совместимость с РУС позволяет использовать инструмент при выполнении работ по наклонно-направленному бурению на протяженных интервалах бурения.
Примером использования расширителя RipTide TM 8500 с РУС может служить работа, проведенная специалистами Weatherford на месторождении в Восточной Сибири в феврале 2015 года. Она заключалась в бурении скважины с одновременным расширением ее ствола.Решение об установке расширителя в КНБК РУС было принято с целью уменьшения рисков прихватов компоновки в результате подвижек нестабильных пород в процессе бурения. Данное решение было принято как альтернатива использованию дорогостоящего РУО.
При выполнении работ с использованием расширителя RipTide TM 8500, активируемого шаром, за один рейс было пройдено 458 м в породах Булайской и Бельской свит различной крепости (от 5% до 95%). Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 215,9 мм проводилось с последующим расширением ствола до 228,6 мм. В качестве вооружения расширителя применялись блоки резцов для средних пород с PDC вставками размерами 9,5 мм.
В процессе реализации проекта были выбраны следующие режимы:
- обороты ротора – 120-160 об/мин;
- расход насосов 2000-2200 л/мин.
При таких показателях средняя скорость бурения превысила 20 м/ч.
Износ вооружения расширителя после его подъёма на поверхность приведён на рисунке 3
Относительно невысокая скорость бурения была вызвана значительной неоднородностью пород в указанном интервале, что приводило к возникновению вибраций и вынуждало снижать нагрузки на долото. Несмотря на это, общий результат работы показал хорошие механические характеристики при бурении с одновременным расширением ствола скважины, а также продемонстрировал высокую надёжность и безотказность конструкции расширителя.
Различные варианты исполнения корпуса расширителя
Конструкция расширителя позволяет подобрать оптимальную компоновку расширителя и выбрать один из предпочтительных методов активации – механический или радиочастотный. К настоящему моменту в базе операций компании Weatherford насчитывается порядка 3000 работ с применением расширителей RipTide TM , при этом на начало 2015 года свыше 400 работ по всему миру было проведено с применением расширителей RipTide TM , активируемых радиочастотными датчиками RFID. При этом работы проводились для крупнейших мировых нефтегазовых компаний.
Расширитель RipTide TM может быть активирован как при помощи традиционного механизма падающего шара, так и с помощью электроники, когда небольшие, но очень прочные датчики RFID внутри бурильной трубы передают информацию на электронный считыватель, расположенный на контроллере инструмента. Модель бурового расширителя RipTide TM с радиочастотной активацией (RFID) – это первый в отрасли автоматический буровой расширитель.
В случаях, когда стоимость эксплуатации буровой велика и перед буровыми бригадами стоят задачи минимизации непроизводственного времени, например, при бурении на шельфе, то буровые компании-подрядчики и операторы месторождений все чаще обращают внимание на расширители с возможностью многократной активации и деактивации блоков резцов при бурении без проведения СПО.
Основное преимущество такой технологии очевидно на примере проведенной работы на месторождении Оугурук на Аляске, где применение бурового расширителя RipTide TM компании Weatherford позволило пробурить ствол скважины диаметром 10 5/8 дюйма и расширить его до 11 ¾ дюймов, обеспечив дополнительное затрубное пространство для спуска хвостовика диаметром 9 5/8 дюйма всего за одну СПО.
Для решения поставленной задачи компанией Weatherford был использован расширитель RipTide TM с RFID серии 10625, спущенный совместно с роторно-управляемой системой (РУС), благодаря чему удалось расширить промежуточную часть ствола скважины в интервале 2124-2577 м, пройдя 452,63 м сланцевых пород с пропластками аргеллитов и песчаника и осуществив за один спуск пятикратную активацию инструмента: при наземных испытаниях, ниже башмака диаметром 11 ¾ дюйма, на башмаке для короткой проработки, на проектной глубине и при наземных испытаниях после подъёма. Результатом данной работы для оператора стал успешный и безопасный спуск обсадной колонны диаметром 9 5/8 дюйма до проектной глубины.
Наклонно-направленное бурение
Наклонно-направленное бурение - бурение скважин c отклонением от вертикали по заранее заданному направлению.
- более 2º при колонковом бурении,
- более 6º - при глубоком бурении скважин.
- естественное - обусловливается рядом причин (геологических, технических, технологических), зная которые, можно управлять положением скважины в пространстве,
- искусственное - любое принудительное их искривление.
Наклонно-направленное бурение (ННБ) эффективно применяется при бурении скважин на нефть и природный газ:
- при разработке месторождений:
- в акваториях,
- в болотистых или сильно пересеченных местностях,
- когда строительство буровых установок (БУ) может нарушить условия охраны окружающей среды.
- профили скважин могут изменяться,
- при этом верхний интервал ствола наклонной скважины должен быть вертикальным, c последующим отклонением в запроектированном азимуте.
- прерывистый процесс проводки скважин c использованием роторного бурения:
- с забояскважины долотом меньшего диаметра, чем Ø ствола скважин, забуривается углубление под углом к оси скважины на длину бурильной трубы c помощью съемного или несъемного клинового либо шарнирного устройства,
- направление углубляется и расширяется,
- дальнейшее бурение ведется долотом нормального Ø c сохранением направления c помощью компоновки низа бурильной колонны, оснащенной стабилизаторами.
- непрерывный процесс проводки скважины с использованием турбобура (или другого забойного двигателя):
- для набора искривления используется такая компоновка низа бурильной колонны, при которой на долото в процессе бурения действует сила, перпендикулярная его оси (отклоняющая сила),
- техпроцесс ННБ сводится к управлению отклоняющей силой в нужном азимуте с использованием над турбобуром переводника c перекошенными резьбами, либо искривленную бурильную трубу.
Бурение таких скважин отличается тем, что вначале они имеют прямолинейное направление, заданное шпинделем бурового станка, a затем в силу анизотропии разбуриваемых пород отклоняются от прямолинейного направления.
Рост объемов ННБ скважин с углами отклонения ствола скважин от вертикали более 50° обусловили ограничения по применению традиционных методов исследований с помощью аппаратуры, спускаемой в скважину на кабеле, и вызвали необходимость разработки специальных технологий доставки скважинных приборов в интервал исследований.
Решение этой проблемы возможно с помощью бескабельных измерительных систем, доставляемых на забой с помощью бурового инструмента.
Горизонтально направленное бурение является частным случаем наклонного бурения.
Наклонно направленные скважины подразделяют на одно- и многозабойные.
При многозабойном бурении из основного, вертикального или наклонного ствола проходится дополнительно один или несколько стволов.Искусственное отклонение скважин широко применяется при бурении скважин на нефть и газ.
Искусственное отклонение скважин делится на:
- наклонное, горизонтальное бурение,
- многозабойное (разветвленно-наклонное, разветвленно-горизонтальное)
- многоствольное (кустовое) бурение.
- ускоряет освоение новых нефтяных и газовых месторождений, у
- величивает нефтегазоотдачу пластов,
- снижает капиталовложения,
- уменьшает затраты дорогостоящих материалов.
Искусственное отклонение вплоть до горизонтального применяется в следующих случаях:
1) при вскрытии нефтяных и газовых пластов, залегающих под пологим сбросом или между 2 я параллельными сбросами;
2) при отклонении ствола от сбросовой зоны (зоны разрыва) в направлении продуктивного горизонта;
3) при проходке стволов на нефтеносные горизонты, залегающие под соляными куполами, в связи с трудностью бурения через них;
4) при необходимости обхода зон обвалов и катастрофических поглощений промывочной жидкости;
5) горизонтальное бурение незаменимо при вскрытии продуктивных пластов, залегающих под дном океанов, морей, рек, озер, каналов и болот, под жилыми или промышленными застройками, в пределах территории населенных пунктов
6) при проходке нескольких скважин на продуктивные пласты с отдельных буровых оснований и эстакад, расположенных в море или озере;
7) при проходке скважин на продуктивные пласты, расположенные под участками земли с сильно пересеченным рельефом местности (овраги, холмы, горы);
8) при необходимости ухода в сторону новым стволом, если невозможно ликвидировать аварию в скважине;
9) при забуривании 2 го ствола для взятия керна из продуктивного горизонта;
10) при необходимости бурения стволов в процессе тушения горящих фонтанов и ликвидации открытых выбросов;
11) при необходимости перебуривания нижней части ствола в эксплуатационной скважине;
12) при необходимости вскрытия продуктивного пласта под определенным углом для увеличения поверхности дренажа, а также в процессе многозабойного вскрытия пластов;
13) при кустовом бурении на равнинных площадях с целью снижения капитальных затрат на обустройство промысла и уменьшения сроков разбуривания месторождения;
14) при бурении с целью дегазификации строго по угольному пласту, с целью подземного выщелачивания, например, калийных солей и др.
Искусственное отклонение скважин в нефтяном бурении в основном осуществляют забойными двигателями (турбобуром, винтовым двигателем и реже электробуром) и при роторном бурении.
Основные способы искусственного отклонения скважин.
-Использование закономерностей естественного искривления на данном месторождении (способ типовых трасс).
В этом случае бурение проектируют и осуществляют на основе типовых трасс (профилей), построенных по фактическим данным естественного искривления уже пробуренных скважин.
Способ типовых трасс применим только на хорошо изученных месторождениях, при этом кривизной скважин не управляют, а лишь приспосабливаются к их естественному искривлению.
Недостаток указанного способа - удорожание стоимости скважин вследствие увеличения объема бурения.
Необходимо также для каждого месторождения по ранее пробуренным скважинам определять зоны повышенной интенсивности искривления и учитывать это при составлении проектного профиля.
- Управление отклонением скважин посредством применения различных компоновок бурильного инструмента.
В этом случае, изменяя режим бурения и применяя различные компоновки бурильного инструмента, можно, с известным приближением, управлять направлением ствола скважины.
Этот способ позволяет проходить скважины в заданном направлении, не прибегая к специальным отклонителям, но в то же время значительно ограничивает возможности форсированных режимов бурения.
- Направленное отклонение скважин, основанное на применении искусственных отклонителей: кривых переводников, эксцентричных ниппелей, отклоняющих клиньев и специальных устройств.
Перечисленные отклоняющие приспособления используются в зависимости от конкретных условий месторождения и технико-технологических условий.
К наклонным скважинам при турбинном и роторном бурении на нефть и газ относятся в основном скважины, забуриваемые с поверхности вертикально с последующим отклонением в требуемом направлении, вплоть до горизонтального, т.е. под углом в 90 градусов.
Получив широкое распространение, одноствольное наклонное бурение не исчерпало своих резервов.
Возможность горизонтального смещения забоя относительно вертикали (проекции устья скважины на пласт) позволила создать вначале кустовой, а затем многозабойные методы бурения.
Техническое усовершенствование наклонного бурения явилось базой для расширения многозабойного и кустового бурения.
Под кустовым бурением понимается способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а конечные забои находятся в точках, соответствующих проектам разработки месторождения.
Горизонтальное и разветвленное горизонтальное бурение применяются для увеличения нефте- и газоотдачи продуктивных горизонтов при первичном освоении месторождений с плохими коллекторами и при восстановлении малодебитного и бездействующего фонда скважин.
Если при бурении наклонной скважины главным является достижение заданной области продуктивного пласта и его поперечное пересечение под углом, величина которого, как правило, жестко не устанавливается, то основная цель бурения горизонтальной скважины - пересечение продуктивного пласта в продольном направлении.
При этом протяженность завершающего участка скважины, расположенного в продуктивном пласте (горизонтального участка), может превышать 1000 м.
К разновидностям кустового бурения можно отнести 2-ствольное последовательное, 2-ствольное параллельное и 3-ствольное бурение.
Кусты скважин приближенно можно представить в виде конуса или пирамиды, вершинами которых являются кустовые площадки, а основаниями - окружность или многоугольник, размеры которых определяются величиной сетки разработки и возможностью смещения забоев от вертикали при бурении наклонных скважин.
![]()
Двуствольное бурение - технология кустового бурения, при котором одновременно (иногда поочередно) бурятся 2 наклонные скважины, устья которых расположены рядом, около 1 5 м друг от друга, а конечные забои запроектированы на существенном расстоянии - в интервале 100 - 400 м и более.
Преимущества параллельного 2-ствольного бурения скважин:
- возможность совмещения отдельных операций: подъем бурильного инструмента из одной скважины со спуском его в другую;
- промывка, выравнивание раствора и механическое бурение в одной скважине с геофизическим исследованием в другой.
- с одним комплектом бурильных труб и с одного подвышечного постамента осуществляют одновременную проходку 2 х наклонных или 1 й вертикальной и 2 й наклонной скважин.
При этом вместо обычного ротора применяют спаренные роторы типа РМБ-560, перемещающийся крон-блок типа К.
Один из прогрессивных методов повышения технико-экономической эффективности проходки скважин - многозабойное бурение. Сущность этого способа бурения состоит в том, что из основного ствола скважины с некоторой глубины проводят один или несколько стволов, т.е. основной ствол используется многократно. Полезная же протяженность скважин в продуктивном пласте и, следовательно, зона дренирования (поверхность фильтрации) возрастают, поэтому значительно сокращается объем бурения по верхним непродуктивным горизонтам.
Зарезка второго ствола
Зарезка 2 го ствола - это метод восстановления работоспособности скважин, который применяют в тех случаях, когда известными способами их нельзя отремонтировать, а бурение новых скважин нерентабельно.
Зарезка и бурение 2 го ствола состоят из следующих этапов:- выбор места в колонне для вскрытия «окна»;
- установки цементного моста и отклонителя;
- вскрытия «окна» в колонне;
- бурение второго ствола до заданной глубины;
- электрометрических работ;
- спуск новой экс.колонны;
- перфорация.
Рекомендуется вскрывать «окна» в интервалах, сложенных глинистыми породами, интервалах однорядной колонны и в интервалах с цементным кольцом хорошего качества.Перед спуском отклонителя колонну проверяют шаблоном, шаблонируют.
Диаметр и длина шаблона должна быть больше на 3-4 мм и на 2-3 м больше соответствующих размеров отклонителя.
С помощью локатора муфт определяют местонахождение 2-3 муфт обсадной колонны, между которыми предполагается вскрывать «окно».
Отклонитель - инструмент, предназначенный для обеспечения необходимого отклонения райбера при вскрытии окна в колонне и придающий начальное направление буровому инструменту при забуривании 2 го ствола.
Он представляет собой плоский или желобообразный клин, спускаемый в скважину на бурильных трубах.
Тип отклонителя выбирают с учетом диаметра колонны.
Наиболее распространен отклонитель марки ОЗС.
Устанавливают цементный мост и спускают отклонитель на небольшой скорости с наблюдением за показаниями индикатора веса.При достижении отклонителем кровли цементного моста срабатывает телескопическое устройство, шпильки срезаются и отклонитель, перемещаясь вниз, закрепляется плашками в обсадной колонне.
Для вскрытия окна в обсадной колонне применяют комплект 3 х фрезер-райберов типа ФРС, комбинированный райбер, универсальный райбер РУ, райбер-фрезер РПМ, универсальное вырезающее устройство УВУ.
Комбинированный райбер состоит из 3 х секций различных диаметров и длин, соединенных между собой.
Нижняя секция имеет угол наклона к оси райбера (8ْ΄), а 2 я секция - 1΄, 3 я секция - цилиндрической формы для обработки стенки окна.
Этот райбер предназначен для работы в колонне диаметром 168 мм за 1 рейс.
При использовании комплекта из 3 х фрезеров-райберов работы начинаются райбером с наименьшим диаметром при нагрузке 2-3 т и частоте вращения ротора 40-60 об/мин.
По мере углубления райбера частота вращения увеличивается до 50-70 об/мин при той же нагрузке.
После вскрытия окна длиной 1,4-1.6 м от конца отклонителя, частоту вращения увеличивают до 80-90 об/мин, а нагрузка снижается до 1-1,5 т.
2 м райбером при нагрузке 1-1,5 т разрабатывают и расширяют интервал, пройденный первым райбером по всей длине отклонителя. 3 м райбером обрабатывают стенки окна и обеспечивают выход в породу при нагрузке до 1 т и частоте вращения ротора 80-90 об/мин.
Значительные нагрузки на райбер приводят к преждевременному выходу его за колонну и укорачиванию длины окна, что может привести к поломке бурильных труб.При использовании универсального вырезающего устройства УВУ нет необходимости в отклонителях и райберах.
С помощью УВУ вырезают участок экс.колонны длиной 5-6 м в намеченном интервале зарезки.
Затем с помощью 2-шарнирного турбинного отклонителя ОТ2Ш-127 и винтового забойного двигателя Д-127 забуривают 2 й ствол.
Проверку внедрения резцов УВУ в обсадную колонну в начале прорезания окна проводится без нагрузки в течение 10-15 мин.
Затем, постепенно увеличивают нагрузку до 0,5-1 т при расходе жидкости 10-12 л/сек.
Торцевание обсадной колонны осуществляется увеличением нагрузки от минимальной до 5 т при том же расходе по мере срабатывании резцов.
Понятие о ремонте скважины методом зарезки второго ствола.
Зарезка и бурение второго ствола— метод восстановления скважин. Работы по зарезке и бурению второго ствола состоит из следующих основных этапов:
выбор интервала в колонне для вскрытия окна;
спуск и крепление отклонителя в колонне;
вскрытие второго окна;
бурение второго окна;
подготовка к спуску ЭК или хвостовика;
цементирование колонны (разобщение пластов);
испытание колонны на герметичность.Оборудование для бурения второго ствола:наземное: 1) установка А-50, DХ-100, К-125, НКТ-300, 500; 2) промывачный вертлюг; 3) насосная установка; 4) ротор; 5) ведущие БТ. подземное: 1) колонна БТ; 2) турбобур или винтовой^забойньтй двигатель (турбинное бурение); 3) райдер-фрезерн; 4) отклоненители; 5)бурильные долота. Зарезка второго ствола позволяет восстанавливать вторую скважину, в которых работы по отчистки их от посторонних предметов или исправлению дифектов ЭК или её фильтровой части не привели к необходимым результатам. Зарезку вторым стволом выполняют следующем образом:
1 скважину обследуют свинцовыми печатями и шаблоном для определения возможности применения отклонителя.
3. Определив точное расположение муфт с учетом размеров отклонителя, в колонне создают цементный стакан с таким расчетом, чтобы, упираясь в него, отклонитель обеспечил прорезку окна, минуя муфту. Для нахождения места расположения муфты и создания цементного кольца для опоры отклонителя применяют скважинные механические фиксаторы.
4.После создания цементного стакана на бурильных трубах спускают отклонитель для обеспечения необходимого отклонения от режущего инструмента, вскрывающего, окно и предающего начальное направление при бурении второго ствола. Он представляет собой клин с плоской или криволинейной поверхностью.
Отклонитель ОЗС включает три основных узла; опору и крепление, клин и спускной клин. Опору и крепление служат для фиксация отклонителя на забое, исключают его поворот при вскрытия окна" и бурении второго ствола. Клин-отклонитель обеспечивает необходимое направление режущего инструмента и воспринимает радиальную составляющую усилии, возникающего при прорезке стенки скважины, Спускной клин предназначен для спуска отклонителя в скважину. Спускают отклонитель на бурильных трубах с небольшой скоростью. При достижения забоя срабатывает телескопическое устройство, шпильки срезаются, а отклонитель, продолжая перемещаться вниз, закрепляется плашками в колонне. Далее нагрузку на откгонитель увеличивают до 80-100 кН, в результате чего болты, соединяющие отклонитель со спускным клином, срезаются и его поднимают на поверхность. Отклонитеяь остается на забое постоянно и на поверхность не извлекается.
Технология бурения боковых стволов
Подготовка скважины к бурению боковых стволов может включать такие работы, как монтаж установки для капремонта, подъем НКТ с внутрискважинным оборудованием, задавка цемента в зону перфорации, чтобы безопасно провести очистку скважины от посторонних предметов и каротаж для оценки состояния обсадной колонны и привязки к геологическому разрезу за колонной. В зависимости от условий и конструкции скважины, возможны несколько вариантов проведения работ: от забуривания в открытом стволе до бурения из обсадной колонны через боковое окно, вырезанное фрезерами, опирающимися на уипсток, или из искусственного интервала открытого ствола, созданного фрезерованием всего поперечного сечения обсадной колонны.
![Технология бурения боковых стволов]()
Бурению боковых стволов обычно предшествует спуск гироскопического инклинометра и каротажных приборов для уточнения пространственного положения обсадной колонны и эксплуатационного объекта. На основе этой информации выбирается глубина фрезерования обсадной колонны и забуривания бокового ствола. В выбранном интервале проводится цементометрия, и если цементное кольцо за колонной плохого качества, то после фрезерования старый цемент из открытого интервала удаляют раздвижным расширителем, который заодно увеличивает диаметр скважины.
Рисунок 1 Фрезерование труб по периметру.
Если при забуривании из вертикального ствола ориентирование отклонителя выполняется с помощью магнетометра, то освобождают от обсадной колонны интервал порядка 18 м (Рисунок 1). Длина фрезеруемого участка может быть уменьшена, если для ориентирования КНБК используется гироскопический компас. Участок открытого ствола скважины перекрывают прочным цементным мостом. Чтобы избежать магнитных помех, мост разбуривают до глубины на 6 м выше подошвы открытого интервала. Недостатком метода фрезерования обсадных труб по всему сечению являются повышенные требования к прочности цементного моста для забуривания и трудности поиска головы нижней секции обсадной колонны, если туда потребуется войти после урения бокового ствола. Во многих случаях механическая скорость бурения ограничивается условиями выноса шлама из скважины, а для горизонтального участка проблема выноса шлама становится еще сложнее. Конструкция современных инструментов для фрезерования предусматривает образование мелкой, не формирующей клубков стружки, легко удаляемой из скважины. При фрезеровании предпочтительней промывать скважину полимерными, а не глинистыми буровыми растворами. Растворы на углеводородной основе вообще не рекомендуется применять для фрезерования.
![Технология бурения боковых стволов]()
![Технология бурения боковых стволов]()
Рисунок 2 Вырезание окна.
Альтернативой фрезерованию всего поперечного сечения труб является вырезание окон в обсадной колонне. Это требует установки ориентированного уипстока и фрезерования окна в несколько этапов (Рисунок 2). После того, как уипсток установлен в нужном направлении, срезается шпилька, соединяющая его с фрезером первого этапа. Начинают вращать бурильную колонну, и твердосплавные резцы наконечника фрезера врезаются в стенку обсадной колонны. На следующем этапе окно в колонне прорезается специальным долотом, которое отжимается наклонной плоскостью уппстока в сторону стенки обсадной колонны и породы за нею. Окно расширяют и выравнивают его края с помощью конического фрезера, над которым прямо под УБТ устанавливают один или два фрезера эллипсоидной формы.
В сравнении с вырезанием окон фрезерование обсадной колонны по всему поперечному сечению имеет ряд преимуществ: исключается необходимость использования гироскопического компаса, имеется возможность начинать набор кривизны ближе к объекту эксплуатации, фрезерование можно выполнить за одно долбление. С другой стороны, при вырезании окон используется уипсток, обеспечивающий принудительное отклонение, но требующий нескольких спусков гироскопического компаса для ориентирования уипстока и КНБК . Кроме того, вырезание окон требует нескольких долблений различными фрезерами, а набор кривизны приходится начинать выше, чтобы разместить соответствующие элементы КНБК .
Пилотные (предварительно проходимые) стволы
Пилотный (или предварительно проходимый) ствол следует предусматривать в том случае, когда нужно снизить неточность в определении глубины скважины по вертикали (ТVD). Пилотные стволы могут быть очень полезны и в том случае, когда мало известны детали строения залежи. Такими случаями могут быть:
Ненадежность геологических реперов
Относительно малая толщина продуктивного пласта
Скважина должна быть пройдена близко к контакту флюидовЕсли ошибки определения глубины скважины по вертикали (ТVD) геофизическими исследованиями, накопленные от поверхности, становятся слишком большими по сравнению с толщиной вскрываемого объекта, следует пробурить пилотный ствол. Проходка пилотного ствола снижает ошибку геофизических измерений глубины скважины по вертикали (ТVD) между пилотным стволом и горизонтальным участком. Это позволяет более точно и уверенно определить положение горизонтального участка. Бурение пилотного ствола снижает неточность в определении глубины скважины по вертикали (ТVD) относительно геологического репера/эалежи/контактов углеводородов.
Пилотный ствол может быть пробурен под любым зенитным углом. Самым дешевым будет вертикапьный ствол, но он даст самую плохую корреляцию с заданной точкой входа в продуктивный пласт для горизонтального участка, так как расстояние по горизонтали между этими точками максимально. Особенности строения залежи являются важными факторами при определении оптимального зенитного угла пилотного ствола. В частности, угол между пилотным стволом (или любой конкретный угол) и горизонтальным участком являются основным фактором в определении относительной разницы глубины залегания продуктивного пласта по вертикали (ТVD) между пилотным стволом и горизонтальным участком. Важным вопросом является то, насколько хорошо известен угол между двумя стволами (например, постоянен ли он?), а не то, каков он на самом деле.
Не которые представления о строении залежи, включая изменения угла падения пласта горных пород, дают результаты сейсморазведки. Однако, точность определения угла падения пласта по сейсмическим данным будет, вероятно, неадекватна требованиям значительного снижения неточности определения ТVD, если расстояние по горизонтали между пилотным и горизонтальным стволами велико. Другим источником являются данные по соседним скважинам, если они пробурены и если в них спускали наклономер.
Другим соображением, касающимся зенитного угла пилотного ствола, является длина ствола, которая должна быть перебурена чтобы вывести ствол на горизонталь после установки цементного моста. Это может быть главным условием в случае плохой буримости пород.
В заключение следует сказать, что пилотные скважины не панацея от всех бед. Однако они могут предотвратить некоторые дорогостоящие ошибки, если их правильно спроектировать и пройти.
Читайте также:
