Разработка месторождений нефти на острове Сахалин

 

Бурение вторых стволов скважин производится с применением циркуляционной системы буровой установки, которая обеспечивает технологически правильную циркуляцию бурового раствора, его очистку, приготовление и поддержание требуемых свойств, предотвращение загрязнения окружающей среды отходами бурения. Циркуляционная система - это достаточно сложная система, распределяющая потоки бурового раствора и химреагентов, водо- и электроснабжения, отопления и т. д. Система состоит из блока очистки, промежуточных и приемных емкостей, блоков смешения буровых растворов и химреагентов, устьевого и насосного коллектора, энергомодуля, укрытия.

Особенности стационарных циркуляционных систем заключается в низкой монтажеспособности, поскольку существует необходимость в полном монтаже и демонтаже всего навесного оборудования и укрытия при переезде буровой установки. Пределы энергоемкости стационарных систем высоки, т. к. все оборудование должно соответствовать производительности промывки скважины не менее 60 л/с.

Кроме стационарных систем существуют мобильные циркуляционные системы, которые на этапах проектирования и изготовления существенно отличаются от стационарных систем, определяемые следующими факторами:

• уменьшенный по сравнению с обычным бурением требуемый объем бурового раствора на дневной поверхности и его невысокий расход (8 – 20 л/с);
• блочное транспортирование без демонтажа навесного оборудования и, желательно, укрытия;
• высокая монтажеспособность;
• низкая энергоемкость, соответствующая режимным параметрам бурения;
• средства очистки должны выделять шлам пониженной влажности («нетекучий») в целях экономии материалов и химических реагентов и уменьшения объема вывозимых отходов бурения.

Для комплектации мобильных циркуляционных систем специально разработано и производится малолитражное малогабаритное и неэнергоемкое оборудование. Отметим, что в случае малолитражного бурения наиболее часто встречается в виду своей рациональности устройство очистки бурового раствора без пескоотделителя.

Помимо очистки бурового раствора от мелкодисперсной фракции, необходимо удалять выбуренную породу из состава неутяжеленного бурового раствора с применением различных технических систем, например, ситогидроциклонный сепаратор типа, состоящий из гидроцикла и вибросита под ним для осушения шламовой пульпы. Для гидравлического разделения вполне достаточно использования только илоотделителя. Данное обстоятельство связано с тем, что бурение вторых стволов при учете реального объема шлама в буровом растворе, реальной подачи насоса и при существующих скоростях бурения даже илоотделитель недогружен на 50 – 70%.

Приготовление бурового раствора осуществляется посредствам встроенного блока приготовления, оснащенного гидросмесителем и шаровым диспергатором. Иногда применяются выносные блоки приготовления с объемом раствора от 10 до 20 м3, однако наиболее эффективны блоки с объемом раствора от 4 до 6 м3. Для этих целей наиболее распространено применение универсального блока, который предназначен для оперативного приготовления бурового раствора, раствора химических реагентов в водной среде, жидкостей технологического назначения, гидрофобных эмульсий. Кроме того, данный блок должен быть приспособлен под приготовление малых объемов тампонажных растворов в разовом характере, используемом при установке таких частей, как цементные мосты и крепления «хвостовиков». Если приготовление тампонажного раствора – порционное, цемент загружается непосредственно в емкость УПР-4. Качество смешения повышается за счет применения механического перемешивателя, а также возникающей круговой циркуляции, создаваемой центробежным насосом. Кроме того, данный насос зачастую применяется при откачке уже готового раствора, например, при приеме цементировочного агрегата.

Рассмотрим непосредственно организацию процесса бурения. Как показывает практика достижение максимального эффекта в процессе строительства боковых стволов на предварительном этапе производится рациональный подбор системы «долото — забойный двигатель», что позволяет обеспечивает лучшую производительность [1].

За долгий срок эксплуатации данной технологии были получены важные результаты, а именно высокие показатели в бурении долотами PDC, усовершенствованы технологии проходки скважины бурением долотом PDC с помощью высокоскоростных винтовых забойных двигателей, что позволяет сократить интервал, требуемый на спуско-подъемные операции, увеличить механическую скорость бурения боковых стволов, сократить сроки по строительству бокового ствола скважины.

Начало века ознаменовалось промысловыми испытаниями с дальнейшим внедрением в практику современного вида технологических решений для консервации боковых стволов скважин. И хотя, разработано уже много разнообразных усовершенствованных моделей, использование этих технологических оснасток, поскольку они все еще имеют ряд не превзойденных преимуществ, отличающих их от аналогов:

• данные установки не создают затруднений при разбуривании непосредственно внутренней части элементов, входящих в технологическую оснастку хвостовика, при проведении таких видов работ, как ловильные и аварийные, благодаря наличию обладанию равнопроходным внутренним диаметром в узлах комплекта;
• обеспечивается безаварийный отворот разъединительным узлом благодаря встроенному подшипниковому механизму;
• обеспечивается автоматическое закрытие клапана цементирования после завершения процесса, а также в случае аварийное прерывание процесса цементирования, что предотвращает обратный переток цементного раствора;
• цемент не попадает в фильтрационную часть «хвостовика».

От осуждения организации буровых работ хотелось бы переключиться непосредственно к оборудованию стволов. В настоящее время наиболее перспективным решением является применение конструкций боковых стволов в составе бурильных труб секций из алюминия, снабженных системой защиты - протекторным утолщением в компоновки низа бурильной колонны. В изучаемой литературе указаны данные об использовании данного технологического решения по внедрению секции легкосплавных бурильных труб, длина которых составила 800м, в попытке оказать незначительное влияние на базовую составляющую весовых характеристик.

Когда производится бурение скважин с тяжелыми растворами при использовании секции ЛБТПН 800м, когда средние проектные забои составляют 3300-3500м.

Изначально целью понижения величины действующей нагрузки на 4-5% по слабому сечению для верхних частей колонны значительно превышала в значениях реального показателя. Порядок снижения составил 30-50%, данную разницу между расчётными и фактическими показателями можно объяснить свойствами алюминиевых сплавов. Вследствие пониженной плотности алюминиевого сплава примерно на 30% в сравнении со стальным материалом, то согласно закону Архимеда значения коэффициента плавучести, для алюминиевого сплава при применении тяжелых буровых растворов 1,4-1,6г/см3 наблюдается потеря веса до 50%, данная зависимость имеет прямопропорциональный характер. Предел значений, достигаемых величиной системы сил сопротивления в случае использования алюминиевого сплава для работы с тяжёлыми растворами настолько незначителен, что определяет явление существенного преимущества в сокращении потерь на трение.

Применение алюминиевых секций сопровождалось отсутствием затяжек, что по существу решает главные проблемы бурения скважин данного типа. Гипотетически эта особенность определена физико-механическими свойствами алюминиевого сплава. Особенность в проявлении, выражающаяся изменением радиуса искривления для алюминиевых сплавов по сравнению с применением стальных труб, соответствующих такой же геометрии является двукратным (1.92). Данное явление позволяет не только снизить действие динамических напряжений при поперечном изгибе бурильной колонны при возникновении высоких пространственных искривлений ствола скважины, но и исключить подклинку инструмента в случае поступательного и вращательного движения бурильной колонны, которое в условиях стальной бурильной колонны ошибочно диагностировались как затяжки 30-40т, вызванные дифференциальным прихватом тяжелого раствора.

 

2.5. Рекомендации по бурению вторых стволов скважин на месторождении Монги

 

При бурении скважин в подобных условиях необходимо соблюдать повышенные требования, которые необходимы для повышения нефтеотдачи пласта. Первое требование в условиях вязких нефтей относится к промывочной жидкости.

Правильно подобранная промывочная жидкость способствует:

1) очистке забоя скважины от обломков породы для последующего выноса её на поверхность;

2) удержанию мелкодисперсных частиц слагающей породы во взвешенном состоянии, что исключает цементацию;

3) укреплению стенок ствола скважины;

4) снижению вероятности выбросов газа, нефти и воды;

5) передаче энергии турбобуру;

6) физико - химическому воздействию на горные породы путем облегчения их разрушения;

7) обеспечению условий вскрытия и освоения продуктивных пластов наиболее оптимальных для фильтрации;

8) охлаждению рабочей поверхности долота во время бурения и смазывания бурильных труб.

Очень важным этапом является окончание забуривания скважины пластов: крепление стенок скважины при помощи обсадных трубам с последующим цементированием с целью снижения вероятности обвала или разобщения пластов друг от друга.

Способ цементирования определяется типом самой колонны, которая спускается в пробуренный ствол (сплошной или «хвостовика»).

После того, как завершена промывка ствола скважины, производят установку цементировочной головки на ее устье, куда вставляется верхняя секция разделительной пробки. В скважину закачивается тот объем цементного раствора, который получается с применением расчетного метода, далее этот объем продавливается внутрь при помощи глинистого раствора или воды. После продавливания объёма, равного внутреннему объему бурильных труб, происходит перемещение верхней секции пробки в нижнюю секцию для перекрытия отверстия кольца. В ходе данного процесса отмечается резкий рост давления в бурильных трубах.

По окончании таких видов работ, как цементировочные работы для закрытия посторонних вод, возврату на выше- или нижележащие горизонты, ремонтные работы, цементирование колонны или «хвостовика» при бурении второго ствола, эксплуатационную колонну необходимо испытать на герметичность.

 

2.6. Обоснование  конструкции второго ствола скважины

 

• В процессе эксплуатации скважины обнаружено нарушение эксплуатационной колонны на   глубине 1025 м. Характер нарушения – порыв со смещением. Работы по ликвидации осложнения положительных результатов не принесли.
• Конструкция аварийной скважины:
• Глубина спуска технической колонны – 890 м;
• Диаметр технической колонны – 245 мм;
• ВПЦ за технической колонной – 40 м;
• Глубина спуска эксплуатационной колонны – 1684 м;
• Диаметр эксплуатационной колонны – 168 мм;
• ВПЦ за эксплуатационной колонной – 800 м;
• Интервал эксплуатации – 1320-1345 м;
• Отход на кровлю продуктивного пласта от вертикали – 100 метров.

Минимальная длина вырезанного участка обсадной колонны определяется в первую очередь длиной интервала забуривания. С учетом увеличения интервала забуривания для условий желобообразования, минимальную длину вырезанного участка обсадной колонны рекомендуется рассчитывать по формуле:

 

      (1)

 

где: Н - расчетный интервал забуривания, м

k = 1,1 - коэффициент запаса для интервала забуривания

D3 - диаметр замка бурильной  колонны, мм

 a - зенитный угол выхода ствола в интервале забуривания, град

Расчетный интервал забуривания определяется по формуле:

- для отклонителя с одним углом перекоса:

 

      (2)

 

где: l1 и l2 - длины нижней и средней секций отклонителя, мм

R - радиус дуги окружности образующегося профиля скважины, м

a - зенитный угол выхода ствола в интервале забуривания, рад.

 

Рисунок 4. Параметры забуривания второго ствола скважины

 

Как правило величины l1 и l2 известны из размеров отклонителя. С учетом вписываемости отклонителя в геометрические размеры ствола скважины в интервале забуривания, величины l1 определяются как:

 

     (3)

 

где: Dc - условный диаметр скважины, мм

При забуривании в твердых породах Dc принимают равным диаметру скважины до спуска обсадной колонны.

dвн - внутренний диаметр обсадной колонны, мм

d1 и d2 - углы перекоса осей переводников отклонителя, рад

l2 - длина средней секций отклонителя, мм

 

 

Определяем радиус искривления скважины. Он высчитывается приблизительно по формуле:

 

      (4)

 

где: l1 и l2 - длины нижней и средней секций отклонителя, мм

d - углы перекоса осей первой и второй секций отклонителя, град

b - угол перекоса за счет зазора между долотом и корпусом отклонителя, град

 

 

Угол перекоса за счет зазора между долотом и корпусом отклонителя определяется по формуле:

 

      (5)

 

где: D - диаметр долота, мм

dот - диаметр отклонителя, 85% от диаметра эксплуатационной скважины, мм

l1 - длина первой секции отклонителя, мм

 

 

Угол выхода долота из скважины, равный зенитному углу второго ствола определяется по формуле: