Восстановление скважины путём забуривания бокового ствола

          В зависимости от способа бурения, механических свойств  пород, качества промывочной жидкости и выбранных типов долот приступить к определению необходимых значений осевой нагрузки, количества прокачиваемой  промывочной жидкости и числа  оборотов долота. При этом следует  руководствоваться (не зависимо от способа  бурения) следующими положениями:

• потенциальные возможности буровой установки должны быть максимально использованы;
• для промывки скважины должна быть выбрана промывочная жидкость с минимально возможными параметрами (плотностью, вязкостью, статическим напряжением сдвига и др.);
• количество прокачиваемой жидкости должно быть достаточным для очистки забоя и выноса частиц выбуренной породы (шлама) на поверхность и др.

          С учетом вышеизложенного, а также опыта бурения соседних скважин Светлогорским УБР, Речицким УРБ и результатов НИР, проведенных  ВНИИБТ, УкрГИПРОНИИнефть, БелНИПИнефть по обработке долот и режимов  бурения, сделан подбор рациональных способов и режимов бурения поинтервально:

• способ бурения;
• тип забойного двигателя;
• типоразмеры долот;
• осевая нагрузка;
• скорость вращения долота;
• производительность насосов;
• давление на стояке;
• компоновка низа бурильной колонны( КНБК );
• параметры бурового раствора и др.  

 

    1.3 технология бурения нового ствола

    1.3.1 основные проектные данные

 
 

1.   Номер скважины	60 / S2
2.   Площадь (месторождение)	Золотухинская
3.   Цель ремонтно–восстановительных  работ	Восстановление  ликвидированной скважины
4.   Назначение скважины	Эксплуатационная
5.   Проектный горизонт	Петриковско–елецкий
6.   Проектная глубина, м: по вертикали	1988
по  стволу	2200
7.   Вид скважины (вертикальная, наклонно–направленная)	Наклонно–  направленная
8.   Азимут бурения, град	45.73 (от устья)
9.   Максимальный зенитный угол, град	55.72
10. Максимальная интенсивность изменения  зенитного угла, град./10м	1,5
11. Глубина по вертикали кровли  продуктивного пласта, м	1938
12. Отклонение от вертикали точки  входа в кровлю продуктивного  пласта, м	385 (от устья)
13. Допустимое отклонение точки  входа в кровлю продуктивного  пласта от  проектного положения  (Rкр. доп.)	50
14. Категория скважины	II
15. Способ бурения второго ствола	Турбинно–  роторный
16. Вид привода	Дизельный
17. Тип установки для ремонтно–восстановительных  работ	HRI–500
18. Тип мачты	Телескопическая
19. Тип установки для испытаний	HRI–500

          1.3.2 порядок работы

 

       Перед началом выполнения работ ознакомить исполнителей работ с техническим проектом на восстановление скважины и настоящим планом работ: провести инструктаж буровой бригады и ИТР, принимающих участие в работах на скважине, по особенностям и последовательности операций на скважине.

       Восстановление скважины осуществляется  в четыре этапа:

    1. подготовительные работы;

    2. фрезерование обсадной колонны;

    3. забуривание нового ствола отклоняющей  КНБК;

    4. бурение нового ствола по  проектной траектории.

    1.3.3 подготовительные работы

 

    Заглушить скважину в затрубное пространство на замещение двумя циклами тех. водой Y=1,20 г/см³ в V=34м³, согласно РД39–30–2002 «Временной инструкции по технологии глушения скважин», утвержденной генеральным директором РУП ПО «Белоруснефть» от 02.09.02г. в следующем порядке: 1–й цикл в V=19м³, стоянка на замещении 4 часа, 2–й цикл в V=15м³ до выхода тех. воды Y=1,20 г/см³ на устье скважины.

    Смонтировать  HRI–500 согласно технических условий на обустройство рабочей зоны, монтаж, демонтаж и транспортирование установки HRI–500 для бурения и кап.ремонта скважин, утвержденных главным инженером ПО «Белоруснефть» от 12.12.2000г

     Устье скважины необходимо оборудовать согласно принятой схеме на бурение II ствола (опрессовать ПВО ─ превентор  «Упетром» 180х350 и фонтанную арматуру ─ 2 АФ–50–200 на 165 атм., опрессовать  межколонное пространство на 50 атм., при открытом устье).

     Далее проверить работоспособность бурового оборудования и контрольно─измерительных приборов  (ротор, буровой насос, систему очистки бурового раствора, индикатор веса, моментомер, расходомер бурового раствора). 
 
 
 
 
 
 
 

          1.3.4 расчёт бурильной колонны 

         Для расчета бурильной колонны  на прочность необходимо знать  нагрузки и возникающие в результате  их действия напряжения в любом  сечении бурильной колонны.

     Однако  определить напряжения с достаточной  точностью довольно трудно, так как  бурильная колонна не является стержнем постоянного сечения вследствие наличия высаженных концов на трубах, соединительных муфт, бурильных замков и переводников. Осложняется расчет напряжений и необходимостью учета  гидростатических и гидродинамических  сил, сил трения, возникающих при  осевом перемещении бурильной колонны  и при ее вращении в скважине, и других трудно учитываемых сил.

     Поэтому приходится рассчитывать напряжения приближенно, а неучтенные силы компенсировать коэффициентом  запаса прочности, устанавливаемым  на основании опыта эксплуатации бурильных колонн. Допустимо рассчитывать напряжения, принимая, что бурильная  колонна работает в воздушной  среде.

     Бурильная колонна может быть одноразмерной  и многоразмерной. Одноразмерная  комплектуется трубами, имеющими одинаковые диаметры и толщины стенок, а многоразмерная состоит из нескольких (чаще двух—трех) одноразмерных секций, диаметры которых  уменьшаются в направлении к  долоту. Одноразмерная колонна и  секции многоразмерных колонн могут  быть собраны из труб, изготовленных  из материала одной или разных групп прочностей. Естественно, что  допустимая длина одноразмерной  колонны меньше длины многоразмерной.  

Расчет бурильной  колонны  ПН 89 х 9 на прочность при  бурении  винтовым забойным двигателем Д1 – 127 ( до глубины 2200 ) 

     Определяем  вес КНБК (компоновка низа бурильной  колонны) по формуле.

         

,             (2.1)

где

Q_КНБК – вес КНБК;

Q_з.д. – вес забойного двигателя;

Q_к – вес калибратора;

Q_убт – вес УБТ;

Q_д – вес долота;

Q_з.д. = 372 кг;

Q_{к 139,7} = 40 кг;

Q_{д. 139,7} = 18 кг;

                               

,                                  (2.2)

где

q_убт – вес 1 м 121 УБТ

 –  длина УБТ

q_убт = 73,7 кг/м

 – 36 м.

Определяем  вес УБТ

Определяем  вес КНБК

.

Находим коэффициент учитывающий Архимедову силу по формуле

                                    

,                                   (2.3)         

где

 – удельный вес бурового  раствора ;

 – удельный вес стали;

= 1,31 г/см³;

= 7,85 г/см³;   

.

Определяем  допустимую растягивающую нагрузку для труб по формуле

                                          

,                                        (2.4)

    где

    Q₁ = 116 т. – нагрузка соответствующая пределу текучести материала труб ПН 89 х 9 Д;

    n – коэффициент запаса прочности на растяжение.

        При бурении винтовым забойным  двигателем наклонно–направленной  скважины   n = 1,56.

     Найдем  нагрузку перепада давлений на долоте при бурении винтовым забойным двигателем по формуле

                                  

,                                         (2.5)

где

P_n – перепад давлений;

P_n = 120 кг при бурении забойным двигателем;

F₁ – площадь поперечного сечения трубы см²;

F₁ = 39,6 см²;

.

Определим длину первой секции по формуле

               

,                                    (2.6)

где

q₁ – масса 1 м труб ПН 89 х 9 Д

q₁ = 0,0299 тс/м

,

Выбираем  длину первой секции исходя из условия

Принимаем = 2164м.

Проверочный расчет.

Определяем  массу первой секции по формуле

                                     

1 ,                            (2.7)

Определяем  фактическую растягивающую нагрузку по формуле

                     

,                        (2.8)            

Расчетный коэффициент запаса прочности на растяжение

                                  

  ,                                       (2.9)

1,65 > 1,56

Следовательно, колонна удовлетворяет заданному  условию

      Расчет бурильной колонны ПН 89 х 9 на прочность при бурении роторным способом.

;

Длина УБТ–121/51;  

,                                                                         (2.10)

.

где

P_д – осевая нагрузка на долото;

q₀  – вес 1 м 121 УБТ;

 – удельный вес бурового  раствора ;

 – удельный вес стали.

    Для дальнейших расчетов принимаем равной 64м.

,                                                                                     (2.11)

,

,                                                                   (2.12)

.

где  Q_д – вес долота;

       Q_клс – вес калибратора;

       Q_убт – вес УБТ 121.

1–я  секция ПН 89х9Д :

– нагрузка, соответствующая пределу  текучести;

n=1,56 – коэффициент запаса прочности.

        Определяем допустимую растягивающую  нагрузку для труб по формуле:

,                                                                                               (2.13)

.                                                              

,                                                                                             (2.14)

.                                                          

P_n – перепад давлений;

P_n = 80 кг при бурении ротором;

F₁ – площадь поперечного сечения трубы см² ;  

F₁ = 39,6 см².

,                                                                                  (2.15)