Технология строительства и заканчивания боковых стволов

 

   Режим бурения

   Режим бурения характеризуется следующими параметрами: осевой нагрузкой на долото; частотой вращения долота; расходом промывочной  жидкости и ее качеством; временем пребывания долота на забое.

   Различают оптимальный и специальный режимы бурения.

   Оптимальный режим устанавливают с учетом геологического разреза и максимального  использования имеющихся технических  средств для получения высоких количественных и качественных показателей при минимальной стоимости 1м проходки.

   Специальный режим устанавливают для забуривания  второго ствола и последующего бурения  в осложненных условиях, при обвалах, высоком пластовом давлении, поглощениях  жидкости, изменении направления  оси скважины, отборе керна и др.

   Передавать  осевую нагрузку на долото за счет массы  нижней секции колонны бурильных  труб нерационально, так как в  этом случае секция будет подвергаться напряжением на сжатие, изгиб и  кручение. Это приводит к поломкам бурильной колонны и искривлению  ствола скважины. Поэтому в нижней части бурильной колонны устанавливают  утяжеленный низ. При бурении осевая нагрузка на долото не должна превышать 0,75 массы утяжеленного низа. Заданная нагрузка на долото контролируется гидравлическим индикатором массы.

   Осевая  нагрузка на долото в процессе забуривания  второго ствола должна быть равномерной  при скорости проходки 3-4 м/ч. При  выходе из окна следует постепенно увеличивать нагрузку на долото. Частота  вращения должна быть в пределах 40-60 об/мин. На таком режиме второй ствол  следует забуривать на длину не менее, чем 5-6 м. если в этом интервале долото работало нормально, бурение можно  вести на оптимальном режиме.

   Время пребывания долота на забое должно быть выбрано с таким расчетом, чтобы скорость углубления скважины была наибольшей. После спуска очередного долота при нагрузке 1,5-3 тс прорабатывают интервал 10-15 м от забоя. В течении нескольких минут поддерживают пониженную нагрузку для того чтобы опоры долота проработались, а затем увеличивают нагрузку до требуемой, согласно указаниям геолого-технического наряда, и поддерживают постоянной.

   Окончательно  осевую нагрузку на долото бурильщик  должен выбирать сам, добиваясь наибольшей механической скорости проходки.

   Быстрое и без осложнений углубление скважины возможно лишь при полном и своевременном  удалении выбуренной породы с забоя. В противном случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту.

   Успешное  бурение второго ствола до проектной  глубины и последующие работы во многом зависят от качества и  количества промывочной жидкости, подаваемой на забой, т.е. от скорости восходящего  потока в затрубном пространстве.  
 
 
 
 
 
 

   Промывочные жидкости

   В качестве промывочной жидкости при  бурении второго ствола применяют: буровые растворы; растворы, затворенные  на нефтяной основе; аэрированные растворы; пены и техническую воду, обработанную ПАВ.

   Буровой раствор должен обладать качествами, которые определяются следующими его  параметрами: плотностью, условной вязкостью, водоотдачей, толщиной глинистой корки, содержанием песка, статическим  напряжением сдвига, стабильностью, суточным отстоем и т.д.

   Буровой раствор приготавливают на скважине размешиванием в механических глиномешалках  комовой глины или глинобрекетов, а также централизованно на глинозаводах.  

   Существуют  три способа очистки промывочной  жидкости от выбуренной породы:

• Осаждение твердых частиц выбуренной породы под влиянием собственной массы из раствора в желобах и отстойноках циркуляционной системы;
• Очистка раствора механическими ситами;
• Сепарация раствора в аппаратах, принцип действия которых основан на использовании центробежной силы вращающегося потока бурового раствора.

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   Химическая  обработка и утяжеление бурового раствора 

   Химическая  обработка бурового раствора обеспечивает получение раствора определенных качеств  согласно геолого-технического наряда. Обработка раствора способствует: снижению водоотдачи и уменьшению толщины  глинистой корки; получению минимального значения статистического напряжения сдвига; понижению вязкости; лучшему  закреплению неустойчивых пород; предотвращению потерь циркуляции или снижению ее; сохранению глинизирующей способности  раствора при разбуривании соленосных и гипсоносных толщ; утяжелению раствора и сохранению при этом его подвижности; противодействию влиянию высоких  температур; сохранению чистоты ствола скважины.

   При первичной обработке получают буровой  раствор с определенными заданными  параметрами. Повторная обработка  проводится в процессе бурения для  поддержания необходимых параметров бурового раствора, полученных при  первичной обработке.

   Утяжеление  бурового раствора. Для утяжеления раствора применяют тонкомолотые тяжелые  минералы плотностью 4,2-5,2 г/см^3: гематит, магнитит, барит, концентрат колошниковой пыли. При введении утяжелителя повышается вязкость бурового раствора, а после добавки воды уменьшается плотность, снижается вязкость и увеличивается водоотдача. Во избежание этого рекомендуется заранее смачивать утяжелитель водой или реагентом, а затем обрабатывать раствор реагентами, понижающими водоотдачу. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   Специальные буровые растворы

   Эмульсионные  растворы – химически обработанные буровые растворы, в водной дисперсионной  среде которых равномерно распределены капельки нефти. Содержание нефти доводится  до 10-30%. Благодаря применению эмульсионных растворов повышается проходка на долото и механическая скорость бурения, особенно в пластичных и вязких породах, облегчается  прокачивание раствора, значительно  уменьшается опасность прихватов  и затяжек инструмента.

   Растворы  на нефтяной основе готовятся из нефтепродуктов – дизельного топлива с содержанием  ароматических углеводородов не более 28%. Твердая фаза раствора –  окисленный битум с температурой размягчения 140-160С, структурообразователи  – окисленный парафин или окисленный битум и едкий натр.  Применяют  два вида растворов на нефтяной основе: раствор с дизельным дистиллятом  или дизельным топливом в качестве дисперсионной среды; раствор, приготовленный на основе дистиллятных нефтепродуктов.

   Борьба  с поглощением промывочной жидкости. Поглощения промывочной жидкости обычно наблюдаются при бурении второго  ствола в кавернозных и пористых породах, а также в сильно дренированных  продуктивных пластах. Борьба с поглощением  промывочной жидкости ведется:

• Снижением перепада давления между скважиной и пластом, поглощающим жидкость, или изменением параметров промывочной жидкости;
• Изоляцией пласта, поглощающего жидкость, от скважины закупоркой каналов поглощений спецматериалами, цементными раствора ми и пластами;
• Бурением без циркуляции промывочной жидкости.

   Основное  мероприятие по предотвращению поглощения промывочной жидкости заключается  в применении специальных буровых  растворов с минимально возможной  для данных условий плотностью, большой  вязкостью, прочной структурой и  минимальной водоотдачей.

   При слабых и средних поглощениях  буровой раствор должен иметь следующие параметры: минимальную плотность, условную вязкость от 80с и более, водоотдачу 5-6см^3 за 30мин.

   Для получения буровых растворов, обладающих перечисленными свойствами, используются различные реагенты:

1. Жидкое стекло – до 5% по массе от объема циркулирующего раствора;
2. Каустическая сода – до 4% по массе от объема циркулирующего раствора;
3. Известь – в количестве до требуемой вязкости бурового раствора;
4. Бурый уголь и каустическая сода, добавляемые в буровой раствор в виде УЩР, содержащего повышенной количество каустической соды;
5. Кератиновый клей, добавляемый для снижения плотности раствора и повышения вязкости;
6. Костный клей, добавляемый для повышения вязкости;
7. Различные инертные добавки, как, например, опилки и рисовая шелуха, мелкие обрезки резины и тканей, вводимые в буровой раствор через глиномешалку.

   При катастрофических поглощениях промывочной  жидкости необходимо применять быстросхватывающиеся тампонажные смеси, приготовленные на базе тампонажных цементов с введением  в воду для затворения определенного  количества ускорителей структурообразования растворов:

1. Быстрогустеющие глиноцементные смеси (БГС);
2. Быстросхватывающиеся смеси (БСС).

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   Разобщение  пластов

   После окончания бурения второго ствола и проведения электрометрических работ  приступают к работам по разобщению пластов, сущность которых заключается  в креплении стенок скважины обсадными  трубами и последующем их цементировании для предохранения от обвалов  и разобщения пластов друг от друга.

   Работы, выполняемые для спуска эксплуатационной колонны или «хвостовика», подразделяются на четыре этапа: подготовка обсадных труб; подготовка бурового оборудования и инструмента; подготовка ствола скважины; спуск колонны.

   Подготовка  обсадных труб. Обсадные трубы, предназначенные  для спуска в скважину, необходимо заблаговременно предоставить на буровую  и внимательно осмотреть. Дефектные  трубы следует отбраковывать  при осмотре, а также в процессе свинчивания их при спуско – подъемных  операциях. Если при навинчивании ручным способом труба на 5-6 ниток не довинчивается, то ее необходимо заменить. Трубу также  заменяют, если она легко завинчивается  вручную до конца резьбы. Для замены отбракованных труб на скважине необходимо иметь запас труб.

   Доставленные  трубы укладывают на приемном мосту, каждую труюу необходимо пронумеровать  и замерить ее длину. Резьбу труб и муфт проверяют, тщательно очищают щеткой, промывают керосином и проверяют калибром. Одновременно с обсадными трубами на буровую доставляют элементы низа обсадной колонны, обеспечивающие ее успешный спуск и цементирование.

   Низ эксплуатационной колонны состоит  из башмачной направляющей пробки, башмака, башмачного патрубка, обратного  клапана, упорного кольца и скребков. Рекомендуется при разработке горизонта  с низким пластовым давлением  с целью предотвращения цементации пор и облегчения условий освоения скважины эксплуатационную колонну  спускать с готовым фильтром. В  этом случае конструкция низа эксплуатационной колонны должна состоять из башмачной  направляющей пробки, башмака, фильтра  необходимой длины, удлиненной воронкообразной  муфты с прямым клапаном, короткого  заливочного патрубка. Элстичной  брезентовой воронки. Обратного  клапана и упорного кольца.

   При спуске хвостовика» конструкция  низа аналогична описанной выше с  той лишь разницей, что при цементировании без использования заливочных пробок упорное кольцо не устанавливают  и последнюю обсадную трубу спускают с воронкой.

   Подготовка  бурового оборудования и инструмента. Перед спуском эксплуатационной колонны тщательно проверяют  подъемное оборудование и инструмент. Вышку осматривают, проверяя болтовые соединения в узлах, поясах, диагоналях. Вышка должна быть строго вертикальной, так как небольшой ее перекос вызовет большие затруднения при спуске колонны. Необходимо также проверять исправность подъемного механизма, силовых двигателей, прочность их крепления, состояние отдельных узлов. Особое внимание при этом уделяют тормозной системе. Особенно тщательно проверяют состояние талевой системы и талевого каната. При неисправности талевый канат заменяют. Необходимо также проверять насосы и манифольдную линию; наличие элеваторов, круговых ключей, шаблонов и спайдера и их исправность.