Восстановление скважины путём забуривания бокового ствола

    Произвести  ориентирование отклонителя по методике БелНИПИнефть» с таким расчетом, чтобы произвести установку клина  по оси искривления скважины.

    Навернуть ведущую трубу, вставить роторные клинья, застопорить ротор и произвести спуск отклонителя до посадки  на цементный стакан на глубине 1487 м.

    Разгрузкой  на 5тн произвести срезку стопорных  штифтов удлинителя корпуса якоря  отклонителя. После срезки штифтов  инструмент должен просесть на 0,2–0,3 м. Поднять на 1м вверх и убедится в выдвижении шлипса стопора якоря.

    Убедившись  по проседанию  инструмента  в  выдвижении  шлипса произвести срезку болта подвески отклонителя к  стартовой  фрезе  движением инструмента  вверх на 12–15 т выше собственного веса. После срезки болта инструмент должен просесть на длину  цилиндрической  части  пилотного  отклонителя  стартового  фрезера (200–300мм).

      Перед началом  вырезки выполнить  следующее: проверить  вес   инструмента  по индикатору  веса, поставить  метку  на  квадратной  штанге.     Отметить   в  буровом  журнале вес   инструмента  по  индикатору  веса  при  подъеме и  спуске, при  свободном  вращении, момент  вращения и  вес  инструмента,  а  также  давление  на  стояке и производительность  насоса во  время  промывки.

     Произвести  вырезку окна в  эксплуатационной  колонне при  следующих параметрах режима  фрезерования:

     – осевая нагрузка  с  навеса с  увеличением  до  5тн;

     – число  оборотов  ротора  60─80 об/мин;

     –  производительность насоса 14–16 л/с;

      Для качественной зарезки "окна" стартовым фрезером  необходимо  пробурить 0,55 м.

    Промыть скважину для очистки от металлической  стружки до выравнивания параметров промывочной жидкости не менее одного цикла и поднять инструмент. Определить состояние и сработку стартового фрезера.

         

   Таблица  2.5 КНБК для вырезки “окна”

Наименование	Диаметр мм.	Длинна м.	Вес кг.
оконный	141	0,67	17
колонный	140	1,45	18
арбузообразный	140	1,45	18
УБТ	121	100	7370
Всего:			7423

 

     Произвести  вырезку "окна"  в  эксплуатационной  колонне  при следующих  параметрах режима фрезерования:

        – осевая нагрузка   до 5 тн.;

        – число  оборотов  ротора  80─120об/мин;

        – производительность насоса 10─14 л/с;

              –   интервал фрезерования – конечная глубина остановки стартового фрезера +    1,5–2м (вырезка в э/колонне Æ168мм).

    При  вырезке окна постоянно  контролировать  параметры  промывочной  жидкости, в  случае  снижения  проходки  производить промывку с  закачкой 3─4 м3 пасты для  обеспечения  выноса мелкой  фракции  продуктов  вырезки «окна».

    Поднять компоновку с целью замены оконного фрезера Æ141мм. и продолжить фрезерование технической колонны Æ245 мм для выхода в открытую породу на 3–4 м.

      По  окончании  вырезки  окна  произвести  его  проработку. Проработку  интервала  зарезки   производить  до  свободного  прохождения  компоновки  5─10 раз (вращение с промывкой  на  циркуляцию, без  вращения с промывкой  на циркуляцию, без  вращения и  без  промывки).

1.3.6 Технология управления траекторией нового ствола

 

    Управление  траекторией нового ствола производится по проектному профилю скважины и  по технологии, изложенной  в СТП 00–066–96 «Технология и техника  управления искривлением при бурении  глубоких скважин». — Гомель, 1996.

      Однако применительно к технологии  восстановления скважин необходимо  привести некоторые  уточнения.

      Тип КНБК выбирается в зависимости  от функционального назначения  отдельного интервала ствола, геологической  характеристике разреза, и особенно  от  угла и направления падения  горных пород. В этом случае  необходимо учитывать следующие  факторы:

• При бурении по восстанию горных пород наблюдается тенденция к увеличению зенитного угла.
• При бурении по падению горных пород – уменьшение зенитного угла .
• При бурении пологозалегающих пород основное влияние на изменение искривления ствола оказывает тип КНБК.

      Для управления искривлением  новых стволов скважин рекомендуется  использование следующих видов  компоновок:

    а)  КНБК для интенсивного изменения зенитного  угла и азимута.

    Долото, калибратор, забойный винтовой двигатель–отклонитель  с ПО 1,5–2°, телесистема, бурильные  трубы  диаметром 89.

    Тип долота выбирается в зависимости  от характеристики разбуриваемой породы. При работе винтовыми забойными  двигателями рекомендуется использовать шарошечные низкооборотные долота с  герметизированной опорой, а также  алмазные долота типа ИСМ.

    В компоновке над долотом необходимо применять КЛС, диаметр которых  должен соответствовать диаметру долота. Допускается износ наддолотного калибратора не более 2 мм от номинального размера.

    б)  КНБК для малоинтенсивного  увеличения зенитного  угла и стабилизации азимута скважины.

    Долото, УБТ длиной 0,5–0,6м, КЛС, винтовой забойный двигатель, УБТ–8 или 11м, бурильные  трубы. Если в КНБК используется ДВЗ  Д–105 или Д–127, то в КНБК  включается УБТ длиной 11 или 8м соответственно, и после этого ставится центратор.

    в) КНБК для стабилизации зенитного угла и  азимута скважины.

    Долото, КЛС, винтовой забойный двигатель, ЦС, УБТ – 8 м, ЦС, УБТ 9 – 12 м, бурильные  трубы.

      Стабилизация зенитного угла  и азимута зависит от правильного  сочетания типов КНБК с условиями  залегания горных пород. Например, если ствол скважины бурится  по падению пластов, то для  стабилизации зенитного угла  следует использовать КНБК для  малоинтенсивного набора зенитного  угла  и стабилизации азимута,  и наоборот.

      При работе  КНБК необходим  постоянный контроль за траекторией  ствола, замер инклинометром необходимо  производить не более, чем через  100 м проходки. По результатам  замеров необходимо принимать  соответствующие решения о дальнейшем  применении типов КНБК.

      При бурении нового ствола  необходимо принимать меры к  минимальному износу обсадной  колонны, из которой бурится  новый ствол. В этом случае  необходимо отдавать предпочтение  бурению забойными двигателями.         
 
 
 

    1.3.7 Обоснования выбора установки для бурения второго ствола  аварийной скважины 

      1. Вес бурильной колонны при  фрезеровании обсадной колонны  диаметром 168 мм (1470 м).

       а) Вес бурильных труб диаметром  89 мм с толщиной стенки, 9 мм (вес  1 погонного   метра с учетом  замка и высаженной части, равен  29,9 кг).

    Н1=1370 м – длина секции ПН 89x9Д;

    q1=0,0299 т – масса 1 м трубы .

    G1=H1∙q1,                                                                                      (2.20)

    G1=1370∙29,9 = 40963 кг = 41 т.

    б) Вес утяжеленных труб (УБТ) (вес  1 погонного метра  УБТ диаметром 121 мм, равен 73,7 кг)

    H0=100 м – длина УБТ 121;

    q0=73,3 кг– масса 1 м УБТ;

    G0=H0∙q0,                                                                                      (2.21)

    G0=100 ∙ 73,7 = 7370 кг = 7,3 т.

    Итого, вес бурового инструмента составит :

    G=G1+G0,

    G=41 + 7,3 = 48,3 т (с учетом  «ВУ», переводников и фреза вес составит 48,7 т., в воздухе)

    2. Вес бурильной колонны при  бурении второго ствола, до проектной  глубины (2200 м) составит:

    а) Вес бурильных труб:

      G1=H1∙q1,

    G1= 2136 ∙ 29,9 =  63866 =63,9 т.

    б) Вес 121 УБТ :

    G0=H0∙q0,

    G0=64 ∙ 73,7 = 4715 кг = 4,7 т.

    в) Вес винтового двигателя  Д₁ –127 = 390 кг = 0,39 т.

    Итого: G=G1+G0+Gвзд ,

    G=63,9 +4,7 +0,39 = 69 т. ( в воздухе)

    3. Вес бурильной и обсадной колонны  труб, при спуске «хвостовика»  составит:

    G=Н1∙q1+Нкол∙qкол,

    Где  Н1 – длина бурильных труб ПН 89x9Д;

    q1 – масса 1 м бурильных труб;

    Нкол  – длина «хвостовика»;

    qкол – масса 1 м обсадных труб.

    G=1470 ∙ 29,9 +730∙22,46 = 60274 = 60,3 т.

    Из  приведенного расчета следует, что  наиболее тяжелой колонной труб является буровой инструмент с ГЗД (пункт 2).

    Тогда грузоподьемность буровой установки  должна быть:

    G =К₁ ∙К₂ ∙G_тр

        G =1,25∙1,3∙69=112,1 т.

    Где, К₁ =1,25 – коэффициент запаса грузоподъемности установки при перегрузках (аварийные работы)

    К₂ =1,2 – 1,3 – коэффициент учитывающий , возникающее сопротивления при подъеме инструмента из искривленной скважины.

    Выбираем  установку HRI–500, которая по своим характеристикам  подходит к работе с расчетными нагрузками. 

    1.3.8 Краткая характеристика буровой установки HRI–500. 

1. Буровая лебедка HRI–500.
2. Мачта HRI–500М–34Т длина 34 м.
3. Двигатель–2 шт. катерпиллер 3306. Мощность 242 кВт (325 л.с.) при 2100 об/мин  Общая мощность 484 кВт.
4. Грузоподъемность 125,2 тонн.
5. Грузоподъемность максимальная 156 тонн.
6. Кронблок 125 м (3–х шкивный,762 мм.)
7. Талевый блок 4300 ТU–160 тонн (4 шкива,762 мм)
8. Вертлюг 15 МВ статическая нагрузка 150 тонн при Р=344 кг/см²
9. Ротор 20 Ѕ^||  –521 мм, статическая грузоподъемность ротора 226,8 тонн.
10. Воздушный компрессор–2 шт.
11. Насос буровой W–600 HRI–EW CO (поршень и длинна входа (152х178 мм). Гидравлическая мощность 600 л.с. (410 кВт.). Максимальное давление Р=500 кПа.
12. Талевый канат –диаметр 28,2 мм.
13. Максимальная грузоподъемность подсвечника 125,25 тонн. 

14. Оснастка  талевой системы–4х5. 
 
 
 

    Емкость подсвечника:

Трубы	Дюймы	Метры
БТ	5	3072
БТ	4 ½	3072
БТ	31/2	4170
НКТ	31/2	4170
НКТ	21/2	5000

 

15.  Подвышечное  основание в рабочем положении  5290 мм, ширина 4978 мм, длина 11898 мм. Вес  40610 кг.
16. Ключ гидравлический для труб 2^7/8 –7^5/8,момент 40680 нм (4068 кг м), при Р=172 кг/см². Максимальная скорость вращения 90 об/мин. При 65 л/мин расхода.