ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ БУРЕНИЯ ВТОРОГО СТВОЛА

8.1 ВЫБОР ИНСТРУМЕНТА ДЛЯ БУРЕНИЯ ВТОРОГО СТВОЛА

 

Строительство БС начинается с подготовки рабочей площадки и фундаментов для расстановки буровой установки (подъемного агрегата). Площадка подсыпается песком и выравнивается. Соседние скважины останавливаются и накрываются специальными защитными экранами (от попадания грязи и падения на них мелких предметов). Если работам мешают станки-качалки или кабельная эстакада, то они демонтируются.

Примерная схема расположения комплекта оборудования стотонного подъемного агрегата и элементов очистки бурового раствора приведена на рис. 3.

Конкретная расстановка комплекта оборудования зависит от расположения на территории кустовой площадки оборудования по добыче нефти, ЛЭП и других коммуникаций.

Основные требования, предъявляемые к комплекту бурового оборудования:

 

 

Рис. 3 - Примерная схема расположения комплекта оборудования 100-тонного подъемного агрегата при бурении боковых стволов

 

 1 – приемный мост; 2 – стеллажи для труб; 3 – рабочая площадка; 4 – мобильный подъемник; 5 – желоб сливной; 6, 7 – ранее пробуренные скважины; 8 – оттяжки ветровые; 9 – выкидные линии ПВО; 10 – блок дросселирования ПВО; 11 – пост фиксации плашек ППГ; 12 – пульт гидроуправления ПВО; 13 – блок очистки и дегазации; 14 – бункер-шламоприемник; 15 – блок емкостной; 16 – насосный блок; 17 – дизельэнергоблок; 18 – водокомпрессорный блок; 19 – площадка ГСМ

 

- грузоподъемность подъемника не менее 100 т, высота мачты 34 м;

- буровой насос производительностью не менее 18 л/с при давлении 10,0-12,0 МПа;

- система очистки не менее трех ступеней, позволяющая удалять части выбуренной породы диаметром до 20 мкм (в циркуляционной системе необходима установка магнитных ловителей стружки);

- блок хранения бурового раствора емкостью не менее 40 м³, дегазатор;

- комплект противовыбросового оборудования, позволяющий герметизировать устье скважины как на любом из элементов бурильной и обсадной колонны, так и при отсутствии в скважине этих элементов.

Силовой привод для подъемного агрегата и насосов может быть как электрический, так и дизельный или смешанный.

На этапе забуривания производится формирование бокового ствола скважины в пределах вырезанного участка обсадной колонны. Технология забуривания направленного бокового ствола включает следующие этапы.

1. Выбор породоразрушающего инструмента и двигателя-отклонителя.

2. Выбор и расчет компоновки низа бурильной колонны (КНБК).

3. Спуск и ориентирование отклоняющей КНБК.

4. Формирование бокового ствола путем фрезерования боковой поверхностью долота стенки скважины и последующим ассиметричным разрушением.

     Технология бурения БС аналогична для обеих схем забуривания: с клина-отклонителя и с зарезного цементного моста.

     Бурение бокового ствола скважины осуществляется с помощью компоновок низа бурильной колонны, которые в общем виде включают долото, наддолотный калибратор, гидравлический винтовой забойный двигатель, телесистему, диамагнитные и обычные УБТ.

     На начальном этапе забуривания бокового ствола применяются КНБК с двигателем-отклонителем. Для бурения прямолинейно-наклонных и горизонтальных участков скважины возможно применение КНБК неориентируемого типа.

     Для осуществления управляемого бурения всего бокового ствола скважины применяются КНБК с двигателем-отклонителем и телесистемой. Проводка прямолинейно-наклонных и горизонтальных интервалов профиля двигателем-отклонителем реализуется путем вращения бурильной колонны.

Так как нижняя часть КНБК искривлена, то при вращении ротором диаметр скважины несколько больше диаметра долота, что является положительным фактором при спуске и креплении хвостовика.

     Для увеличения диаметра бокового ствола возможно применение бицентричных долот.

     Бурение БС осущетсвляется в соответствии с его проектным профилем, который может быть плоским или пространственным.

     Управление отклоняющей КНБК азимутальным направлением (обеспечение изменения азимута) осуществляется путем изменения угла установки двигателя-отклонителя относительно апсидальной плоскости траектории БС (вертикальная плоскость, проходящая через касательную к траектории бокового ствола в ее конечной точке).

     Управление отклоняющей КНБК в ее зенитной плоскости (обеспечение изменения зенитного угла) осуществляется путем чередования режима «скольжения» (инструмент не вращается) и вращения бурильной колонны. Это позволяет обеспечить проектные параметры бокового ствола скважины и значительно уменьшает возможные отклонения от проектного профиля БС.

Забуривание бокового ствола из обсадной колонны в настоящее время происходит по трем схемам:

1. С помощи стационарного клинового отклонителя через щелевидное окно в обсадной колонне.

2. С помощью стационарного или съемного клинового отклонителя в интервале вырезанного участка обсадной колонны.

3. С помощью турбинных отклонителей в интервале вырезанного участка обсадной колонны.

Для забурки бокового ствола применяем клиновой отклонитель КОП- 135С фирмы ООО «Биттехника».

 

Таблица 20 - Типоразмеры клинового отклонителя

 

Тип отклонителя	Максимальный наружный диаметр, мм	Длина отклонителя (Без спускового клина), мм	Длина желоба или конической части, мм	Угол скоса, град
КОП-135С	135	2240	3100	2,5

 

 

Выбор рациональных схем компоновок нижней части бурильной колонны для бокового ствола скважины

Для бурения бокового ствола скважины используются два типа компоновок низа бурильной колонны:

- отклоняющая КНБК (отклонитель). Обеспечивает искривление

ствола скважины в проектном азимуте с заданной интенсивностью;

- неориентируемые КНБК для реализации прямолинейного участка

бокового ствола скважины.

Применяемые КНБК должны удовлетворять следующим требованиям:

- обладать жесткостными характеристиками обеспечивающими

стабильность показателей назначения и управляемость в порцессе работы

КНБК;

- создавать минимальные силы трения при спуско-подъемных операциях;

- позволять производить контроль параметорв ствола скважины и

геофизические исследования в процессе бурения на минимальном

расстоянии от забоя. 

Для проводки искривленного участка бокового ствола скважины

применяют отклонители. Отклонитель состоит из двух секций, соединенных между собой искривленным переводником с углом перекоса, величина которого определяется из условий получения требуемой интенсивности искривления ствола скважины и свободного прохождения отклонителя в эксплуатационной колонне и в искривленном стволе скважины.

Выбор отклоняющей компоновки производится исходя из совокупности требований и возможностей бурения по принятому профилю бокового ствола.

Выбирается максимальная длина каждой секции отклонителя, которые определяются по формулам:

                                                                                                           (24)

                                                                                                                (25)    

где = , м.                                                                                                                (26)

 

Проверка вписываемости, без остаточных деформаций, каждой секции отклонителя в искривленном по радиусу R ствола скважины производится исходя из условий:

                                                                                                   (27)

                    

                                                                                                        (28)

          

Интенсивность искривления оси ствола скважины при заданных геометрических размерах отклонителя и угле перекоса искривленного переводника определяется по формуле:

,                                                                                                                       (29)

 

где - длина нижнего плеча (секции) отклонителя (от торца долота до середины

искривленного переводника), м;

- длина верхнего плеча (секции) отклонителя, м;

- угол наклона нижнего плеча отклонителя к оси скважины, град;

- угол перекоса искривленного переводника при заданной интенсивности и длинах секций отклонителя, град.

Угол наклона нижнего плеча отклонителя к оси скважины определяется по формуле:

                                                                                                                                                          (30) Угол перекоса искривленного переводника определяется по формуле:

                                                                     (31)

                                                                                                                                                           

Компоновка низа бурильной колонны выбирается из условия обеспечения реализации проектного бокового ствола с учетом беспрепятственного прохождения ее в различных интервалах скважины.

Определим длину УБТ диаметром 89 мм, необходимую для создания нагрузки на долото. Нагрузка должна создаваться за счет 75% веса утяжеленной бурильной трубы, с учетом облегчения их при погружении в буровой раствор.

 

8.2 проекТирование осевой нагрузки на долото.

Осевая нагрузка на долото с учетом показателей механических свойств горной породы и конструктивных данных о площади контакта рабочих элементов долота с забоем определяется по формуле:

, ;                                                                                                                (32)

где - твердость породы;

- эмпирический коэффициент, учитывающий влияние забойных условий на изменение твердости ( =0.3-1.59);

- площадь контакта зубьев долота с зубьем в, .

                                                                                                                           (33)

 

где - диаметр долота, мм; - кэффициент перекрытия; - притупление зубьев долота, мм.

 

                                                                                                  (34)

 

Величину осевой нагрузки на долото определяем по формуле:

 

кН.                                                                                 (35)

 

        Нагрузка на долото должна создаваться за счет 75% веса УБТ с учетом облегчения их при погружении в жидкость. Исходя из этого длинна УБТ составит

 

                                                                                                 (36)

 где - коэффициент, учитывающий превышение веса УБТ под нагрузкой на долото 1,25;

  - осевая нагрузка на долото;

  - плотность бурового раствора 1140 кг/ ;

  - плотность металла 7850 кг/ ;

  - удельный вес 1м УБТ =51,1 кг.

 

Определяем длину утяжеленной бурильной трубы.

 

1255 м.                                                          (37)

 

8.3 ПРОЕКТИРОВАНИЕ частоты вращения долота.

Для расчета частоты вращения долота при турбинном способе бурения используют формулу:

, об/мин;                                                                                        (38)

где - средняя величина шага зубцов долота по венцам Б, В и периферийному венцу шарошки = 1,7 см;

- радиус шарошки 7,305 см;

- время контакта = 4,5 млс.

 

 об/мин

8.4 ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАСХОДА БУРОВОГО РАСТВОРА

Расчет промывочной жидкости (Q) должен удовлетворять следующему условию:

,

где - минимально необходимый расход промывочной жидкости для очистки забоя от шлама;

    - технологическая величина производительности насосов;

     - удовлетворяющая технологическим требованиям процесса углубления скважины ( /с или л/с).

В первую очередь определяем , обеспечивающий хорошую очистка забоя скважины от выбуренной породы, затем определяют технологически необходимый расход  .

Минимально необходимый расход определим по формуле:

, ;                                                                                     (39)

0,00726 .

Уточняем полученное значение, используя следующую формулу:

, ;                                                                                                   (40)

где - коэффициент для данного горизонтального участка (интервала)

(  м/с), м/с.

0,0081 ;

С учетом полученных значений предварительно принимаем = 8 л/с.

Величина определяется по формуле:

 

,                                                           (41)

где - максимальная величина давления на выкиде бурового насоса, МПа;

  - перепад давления в промывочном узле долота, МПа;             

  - давление, необходимое для очистки забоя от выбуренной породы, МПа;

   - гидроимпульсное давление (МПа), принимается равным 2;

   - плотность промывочной жидкости внутри бурильного инструмента и в заколонном пространстве, / ;

  - коэффициенты гидросопротивлений, зависящие от глубины скважины, ;

  - длины секций бурильной колонны с разными диаметрами и толщинами стенок труб, м;

 

Расчет максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов.

 

Максимальная величина давлений на выкиде бурового насоса  определяется при выполнении следующих условий: чтобы к турбобуру или к ГЗД подводилась максимально возможная часть гидравлической мощности бурового насоса  при технологически необходимых затратах мощностей на преодоление гидросопротивлений в гидравлическом тракте скважины.

Рассчитываем  по формуле:

 

,                                                        (42)

где - максимальная нагрузка на долото, Н;

- вес вращающихся элементов турбобура (забойного двигателя), Н.

 

Н,                            (43)

 

где - вес турбобура, Н;

  - коэффициент, учитывающий архимедову силу;

 

                                                                           (44)

где - плотность промывочной жидкости, ;

- плотность материала, ;

- осевая нагрузка на опору двигателя, Н;

м³; кН;

Чтобы полней использовать момент вращения двигателя необходимо осевую опору загрузить осевым усилием не менее чем в 45 кН, т.е. кН, тогда

 

 МПа.

- коэффициент гидросопротивлении, не зависящих от глубины скважины (от длины бурильной колонны), , рассчитываемый по формуле:

 

,                                                                       (45)

 

где - учитывает сопротивления в манифольде и стояке =1,008 ;

- учитывает сопротивления в буровом шланге =0,39 ;

     

 

 

- учитывает сопротивления в вертлюге =0,29 ;

- учитывает сопротивления в ведущей трубе =0,57 .

2,26 .

Перепад давления в промывочном узле долота определим по формуле:

 

,                                                          (46)

5,3 МПа.

 

Определим коэффициенты:

,                                                                                         (47)          

2,4 ;                                                                           (48)          

                   ;

;                       .

Определим технологически необходимый расход:

 

 л/с.

9. ЗАКАНЧИВАНИЕ БОКОВОГО СТВОЛА

Вариант заканчивания скважин в боковом стволе выбирается в зависимости от следующих условий:

- назначения скважины;

- устойчивость от разрушения пород, слагающих продуктивный пласт;

- наличие расстояния до газонефтяного контакта (ГНК) или водонефтяного контакта (ВНК).

С учетом этого выбираются три основных варианта крепления продуктивного пласта:

- крепление хвостовика без цементирования (рис. 4а);

- крепление хвостовика с манжетным цементированием (рис. 4б);

- крепление хвостовика с прямым цементированием по всей длине (рис. 4в).

 

        а)                           б)                             в)

 

Рис. 4 - Основные варианты установки и крепления хвостовиков:      а – крепление хвостовика без цементирования; б – крепление хвостовика с манжетным цементированием; в – крепление хвостовика с прямым цементированием по всей длине

 

Для рассматриваемой скважины № 1016 Рогожниковского месторождения выбираем крепление хвостовика  с манжетным цементированием.