Курсач по нгпо12. Дипломный проект тема Эффективность восстановления скважин методом бурения боковых стволов в нгду Лянторнефть Разработал Закиров А. А
 Скачать 0.5 Mb.
|
|
С целью обеспечения условий качественного крепления «хвостовика» и, прежде всего в интервале залегания водогазоносных пластов, рекомендуется, в случае необходимости, перед спуском «хвостовика» производить расширение бокового ствола гидравлическим раздвижным расширителем РРГ-114/146 (Уфимское НПП «Азимут») или осуществлять бурение с одновременным расширением бокового ствола скважины бицентричным долотом У-120х142 SR -544 (У-144х160 SR- 544). Выбор типоразмера гидравлического забойного двигателя осуществляется, исходя из физико-механических свойств разбуриваемых пород и требуемого момента на валу для их разрушения. Характеристики рекомендуемых гидравлических забойных двигателей приведены в таблице 2.9. Диаметр СБТ выбираются 73 мм и 89 мм, а УБТ (гладкостенных или спиральных) равными 89 мм и 108 мм, соответственно, для скважин с обсадными колоннами диаметром 146 мм и 168 мм. Рекомендуемые размеры СБТ приведены в таблице 2.10, а УБТ - в таблице 2.11. Таблица 2.10 - Размеры бурильных труб с высаженными концами с приваренными замками
Таблица 2.11 - Размеры утяжеленных бурильных труб
Компоновки низа бурильной колонны (КНБК) выбираются из условия обеспечения реализации проектного профиля бокового ствола с учетом беспрепятственного прохождения их в различных интервалах ствола скважины. Типовые схемы компоновок низа бурильной колонны представлены в Приложение А. С целью снижения вероятности возникновения осложнения в процессе бурения в связи с проворачиванием компоновки ротором, с учетом опыта бурения горизонтальных скважин диаметром 215,9 мм на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» ТБТ предлагается устанавливать согласно расчетам программы PLANIT. При бурении горизонтального участка ТБТ ставить вслед за забойным двигателем нецелесообразно. Для скважин с обсадной колонной диаметром 146 мм рекомендуется следующие компоновки: - при выходе из колонны, бурении интервалов набора параметров кривизны, бурении горизонтального участка- долото Ш 124 C3-ЦАУ В.204, винтовой забойный двигатель Д0-10б, безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ - 73 - остальное; - при бурении интервала стабилизации: долото III 124 СЗ-ЦАУ R 204, винтовой забойный двигатель ДО-106 со стабилизирующим элементом безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ - 73, ТБТ общей длиной 50-100 м, СБТ-73 - остальное; при проработке БГС - райбер диаметром 118 мм, калибратор диаметром 123,8 мм, расчетное количество СБТ - 73, ТБТ общей длиной 50-100 м, СБТ - 73 - остальное. Для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм рекомендуются следующие компоновки: - при выходе из колонны, бурении интервалов набора параметров кривизны, бурении горизонтального участка- долото Ш 144 C3 ГАУ R203, винтовой забойный двигатель Д0-106, безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ - 89, ТБТ общей длиной 25 - 50 м, СБТ-89 - остальное; - при бурении интервала стабилизации - долото Ш 144 C3 ГАУ R203, винтовой забойный двигатель ДО-106 со стабилизирующим элементом, безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ - 89, ТБТ общей длиной 25 - 50 м, СБТ-89 - остальное; при проработке БС - райбер диаметром 130 мм, калибратор диаметром 144 мм, расчетное количество СБТ - 89, ТБТ общей длиной 25 50 м, СБТ-89 - остальное. Режимы и технология бурения наклонно-направленного и горизонтального участков ствола скважины рекомендуются следующие: - расход бурового раствора выбирается из условий качественной очистки ствола скважины, а также в зависимости от энергетической характеристики гидравлического забойного двигателя (таблица 2.12). Таблица 2.12 Рекомендуемый расход бурового раствора
Минимально необходимая (критическая)скорость восходящего потока определена в соответствии с рекомендациями. Осевая нагрузка на долото должна обеспечивать получение максимальной механической скорости и не превышать максимально допустимую величину для данных типоразмеров долот, таблица 2.13. Таблица 2.13 - Рекомендуемые типоразмеры долот
НЦ-3 производства Волгоградского завода оснащенную буровым насосом НБТ 235/40). Техническая характеристика насосных систем фирмы «Гарднер Денвер» приведены в таблице 2.15. Таблица 2.15 Насосная система установки Карвелл («Гарднер Денвер»)
В качестве очистного оборудования предлагается использовать вибросито, илоотделитель или импортные ситогидроциклонные установки. Технология бурения интервала набора параметров кривизны и горизонтального участков БС рекомендуется следующая: - спустить компоновку, предназначенную для выхода из колонны, на 5-10 м ниже прорезанного интервала и восстановить циркуляцию промывочной жидкости при малой подаче насоса. - в процессе промывки скважины сделать замер параметров бурового раствора и в случае их отклонения от проектных значений, произвести обработку химическими реагентами. при прохождении «окна» с целью недопущения заклинки бурильного инструмента следить за его посадками. произвести ориентирование двигателя-отклонителя с помощью телеметрической системы. приработать долото в течение 5-15 минут с нагрузкой 5 кН и продолжить дальнейшее углубление скважины на режимах, приведенных в таблице 2.14. После отхода от основного ствола скважины на 3-4 м перед каждым очередным наращиванием бурильного инструмента для устранения возможных осложнений, уступов, посадок и затяжек провести проработку пробуренного интервала с вращением ротора. Если фактическая интенсивность набора параметров кривизны превышает проектную, необходимо чередование ориентировочного и неориентировочного (с вращением ротора 50-60 мин-1) режимов бурения. При этом угол перекоса забойного двигателя не должен превышать 1 град. 40 минут. Допускается бурение участков стабилизации и горизонтального забойным двигателем с углом перекоса 1 град. 40 минут (с вращением ротора 50-80 мин-1). При этом в случае необходимости, корректируются параметры кривизны. Это позволяет сформировать плавную траекторию ствола скважины, а также улучшить вымывание шлама и снизить вероятность возникновения осложнений. При завершении долбления ствол скважины промывается в течение одного цикла с одновременным расхаживанием бурильного инструмента на длину ведущей трубы и выравниванием параметров бурового раствора до проектных значений. После достижения проектного забоя скважины прорабатывается от интервала забуривания до забоя компоновкой, включающей райбер диаметром 118 мм, калибратор диаметром 123,8 мм, расчетное количество СБТ -73, ТБТ-89, СБТ-73 остальное с одновременным вращением ротора со скоростью не более 80 мин-1. В случае необходимости при проработке бокового ствола допускается установка в КНБК двух калибраторов. С целью недопущения забуривания нового ствола при проработке инструмент подается непрерывно с равномерной нагрузкой 20-30 кН. Скорость проработки устанавливается в зависимости от сложности прорабатываемого интервала. Перед спуском бурильного инструмента проверяется качество сборки забойного двигателя согласно правилам его эксплуатации. При каждой смене долота производится его тщательный осмотр. Проверяются шаблонами наружные диаметры калибрирующих и стабилизирующих элементов КНБК. При необходимости производят смену с последующей проработкой интервала последнего долбления. В процессе углубления скважины постоянно ведется наблюдение за количеством выносимого шлама. В случае прекращения выноса шлама или уменьшения его количества углубление забоя необходимо прекратить, а скважину промыть в течение одного цикла с расхаживанием инструмента. В случае появления посадок или затяжек бурильного инструмента при проведении спускоподъемных операций (СПО) необходимо проработать зоны сужения до их полного устранения. Особое внимание уделять прохождению компоновкой низа бурильной колонны интервала забуривания. Запрещается оставлять бурильный инструмент в скважине без движения и циркуляции более 5 мин. Перед спуском «хвостовика», после проработки ствола, скважину промыть в течение двух циклов с выравниванием параметров бурового раствора до проектного значения. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||