Восстановление скважины путём забуривания бокового ствола

 

    Лебедка HRI–500 

    1. Диаметр подъемного барабана–457 мм.

    2. Скорость намотки каната 5+1.

    3. Натяжения ходового конца каната 17576 кг.

    4. Входная цепь: двухрядная роликовая  с шагом 1^3/4 .

    5. Цепь гидродинамического тормоза,  трехрядная роликовая с шагом  1^1/3

    6. Гидродинамический тормоз однороторный, диаметр 558,8 мм. 

    Насос W–600 HRI–EW CO  

    1. Насос триплекс, одностороннего  действия.

    2. Ход поршня 177,8 мм.

    3. Число ходов–145.

    4. Мощность–600 л.с.                       

1.3.9 Технические характеристики

Винтового двигателя Д1–127

1. Расход  бурового  раствора л./сек.	15,0–20,0
2. Частота  вращения С, (об/мин)	130–180
3. Р МПа ,(атм)	65–87
4. Момент, кг м	220–300
5. Мощность,  к Вт.	30–50
6. Диаметр  долот.	139,7; 158,7
7. Наружный  диаметр двигателя.	127
8. Длина,  мм.	5545
9. Масса,  кг.	387
10. Присоединительная  резьба.	З–88
11. Допустимая  нагрузка, тн.	8,0
12. Назначенный  ресурс, час	300
13. Средняя  наработка на отказ, час	75

 

Винтового отклонителя ДГ2–106

1. Наружный  диаметр, мм	106
2. Длина  шпиндельной секции	1420
3. Длина  двигательной секции.	1500
4. Угол  перекоса.	2–3
5. Радиус  кривизны, м.	20–40
6. Диаметр  долота.	120,6–157,0
7. Расход, л./сек.	6–14
8. Частота  вращения, об/мин.	80–160
9. Момент, кгм.	100–120
10. Перепад  давления, кгс/ см2	65–75

      
 
 

      Интервал 2100–2815м бурится в следующем  режиме (см.табл. 2.6)  

Таблица 2.6 Режим   бурения  нового ствола 

Интервал, м		Вид технологической  операции	Способ  бурения	Режим бурения
От	до			Осевая нагрузка, тс	Скорость вращения, об/мин	Расход бурового раствора, л/с
1470	1500	Бурение	ротор	3	60–90	13
1500	1630	Бурение	Взд Д1–127(1,5–2 град)	до 4		13
1630	1760	Бурение	Взд Д1–127(1,5–2град.)	до 4		13
1760	1855	Бурение	взд Д1–127	до 4		13
1855	2000	Бурение	Ротор	до 4	60–90	13
2000	2110	Бурение	взд Д1–127	3		13
2110	2165	Бурение	взд Д1–127	3		13
2165	2200	Бурение	ротор	3	60–90	13

 
 

Интервал 1470–2200 бурится следующими КНБК (см.табл. 2.7) 
 

Таблица 2.7 КНБК для бурения второго ствола 

Интервал, м		Наименование	Диаметр, мм	Длинна, М
От	До
1470	1500	дол. СТ–ЦВ	139,7	0,18
		УБТ	121	80
1500	1630	дол. 5 ½ STR09	139,7	0,2
		КС	139,7	0,4
		Д1–127 с ПО(1,5–2град.)	127	5,4
		СТТ–127	127	7,3
1630	1760	дол. 5 ½ SL53AKPR	139,7	0,2
		КС	139,7	0,4
		Д1–127 с ПО(1,5–2град.)	127	5,4
		СТТ–127	127	7,3
1760	1855	дол. 5 ½ STR30	139,7	0,2
		КС	139,7	0,4
		Д1–127 с ПО(1,5–2град.)	127	5,4
		СТТ–127	127	7,3
1855	2000	I–139,7СЗ–АУ	139,7	0,2
		КС	139,7	0,4
		УБТ	121	2
		ЦС 138	138	0,4
		УБТ	121	8
		ЦС 138	138	0,4
		НУБТ	121	70
2000	2110	У 139,7 ST–45	139,7	0,2
		КС	139,7	0,4
		Д1–127	127	5,4
		ЦС 138	138	0,4
		УБТ	121	8
		ЦС 138	138	0,4
		НУБТ	121	36
2110	2165	У 139,7 ST–45	139,7	0,2
		КС–139,7	139,7	0,4
		Д1–127	127	5,4
		УБТ	121	36
2165	2200	У 139,7 ST–45	139,7	0,2
		КС–139,7	139,7	0,4
		УБТ	121	36

Параметры промывочной  жидкости.

 Y– 1,31г/см3; T– 35cек.; В– 9см3/30мин.; СНС – 20/40. 

1.4 Спуск обсадной колонны  

     Для крепления новых стволов, забуренных из обсаженных скважин диаметром 194, 168, 146 мм, рекомендуется использовать хвостовики из обсадных труб диаметром  114, 102мм.

     Обсадные  трубы диаметром от 114 до 102 мм могут  быть использованы для крепления  участков скважины с интенсивностью искривления до 5─6° на  10 м  проходки.

     Перед отправкой на буровую необходимо произвести ревизию труб 114─N–80─8,56 ST─L. Завоз труб осуществлять в порядке, обратном спуску колонны с учётом 5% запаса. При спуске иметь в наличии лево–правый разъединитель, который необходимо опрессовать на 250 атм. или комплект оборудования фирмы «Baker Oil Tools» для спуска и цементирования потайных колонн D 102–114мм.

 

1.4.1 Подготовка буровой и скважины к спуску  колоны 

    После выполнения заключительных геофизических  работ перед спуском секции колонны  спустить опрессовочный переводник с шаблонировкой бурильных труб до глубины 1387м., зафиксировать вес  по ГИВ и на индикаторной диаграмме. Допускной бурильный инструмент опрессовать на 200 атм. Поднять опрессовочный  переводник. При подъеме провести дефектоскопию инструмента. Составить  ведомость–меру труб с указанием  количества и длины свечей, толщины  стенки и марки стали. На все выполненные  работы составить акты.

      Рассмотреть состояние ствола  скважины по данным каверномера,  профилемера, инклинометра. Собрать  компоновку:

        –долото 139,7+КЛС–139,7+Д–127+БТ–89мм.   

                                     Места посадок проработать в  режиме:

        – нагрузка    –   с/н  до 3 тн.

        – расход жидкости  –  10–12 л/сек

    В случае необходимости обработать буровой  раствор согласно анализа лаборатории  буровых растворов.

    При достижении забоя промыть скважину не менее 2 циклов. Поднять КНБК в  «башмак» на глубину 1350 м. В случае посадок  КНБК оставить скважину на исследовании 16 час. Спустить КНБК для шаблонировки ствола скважины до забоя 2149 м. При достижении забоя промыть скважину в объеме 1 цикла.

    Время от конца подьёма КНБК после проработки ствола скважины до начала спуска колонны  не должно превышать 2 часа.   

    Необходимо  уложить обсадные трубы на мостки в порядке их спуска в скважину.

    Проверить техническое состояние вышки, фундаментов  и блоков, бурового и противовыбросового оборудования, машинных ключей, КИП, освещения  и др. агрегатов. Завезти на скважину спусковой инструмент, шаблоны, калибры, элементы конструкции низа колонны, переходные переводники, переводники  для промывки, и др. материалы  с паспортами и актами. 

Исходные  данные:

      1. Глубина скважины, L=2200 м.

      2. Расстояние от  устья скважины  до верхнего конца «Хвостовика»–L=1370 м.

      3. Удельный вес бурового раствора  в колонне–1,31  г/см^3.

      4. Плотность флюида в пластовых  условиях– _ф= 0,816 г/см³.

      5. Рпл на глубине 1938м=253 кгс/см2

      6. Удельный вес цементного раствора=1,95 г/см³

      7. «Хвостовик» цементируется на  всю длину 830 м.

      8. Коэффициент разгрузки К=0,25

      9. Глубина опорожнения L=1500м.

      10. Глубина сечения Z, м.

      11. Запасы прочности  для обсадных  труб по ГОСТ–632–80.

N₁=1,0 ( на наружное избыточное давление для всех интервалов, кроме соленосных отложений)

N₁=1,3 ( на наружное избыточное давление в интервалах отложения соли).

N₂=1,15(на внутреннее избыточное давление).

N₃=1,3 (на растяжение в наклонно–направленной скважине). 

Расчет  избыточных  наружных давлений. 

    1 Так как 0<L<Z, то расчет производится по цементному раствору в следующих сечениях.

    Р_н.и – наружное избыточное давление ;

    Р_в.и. – внутреннее избыточное давление;

     _ц.р – удельный вес цементного раствора;

      – удельный вес бурового  раствора;

    Z – глубина расчетного сечения;

    Рпл – пластовое давление;

    Ропр(у) – давление опрессовки устья;

    Ропр(к) – давление опрессовки колонны;

     _ф – удельный вес пластового флюида;