Восстановление скважин из бездействия методом зарезки и бурения второго ствола

Курсовая работа

Тема: Восстановление скважин из бездействия методом зарезки и бурения второго ствола

Содержание

1 Классификация КРС

2 Технологическая часть

2.1 Область применения метода и его назначения

2.2 Выбор места в колонне для вскрытия «окна»

2.2 Подготовка скважины к спуску отклонителя

2.4 Спуск и крепление отклонителя

2.5 Технология проведения зарезки второго ствола

2.6 Параметры режима бурения второго ствола

2.7 Спуск колонны

2.8 Цементирование колонны

2.9 Отклонитель

3 Охрана труда и техника безопасности при бурении

4 Экономическая часть

4.1 Производительность труда

Литература

1 Классификация КРС

КРС - это комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колон, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидация аварий, спуск и подъем оборудования при отдельной эксплуатации и заказчики, а также ликвидация скважин. По классификации к КРС относят работу следующих видов:

КР 1- ремонтно-изоляционные работы, в том числе:

КР 1-1 - исключение отдельных обводненных интервалов пласта;

КР 1 -2 - отключение отдельных пластов;

КР 1 -3 -- исправление не герметичности цементного кольца;

КР 1-4 - наращивание цементного кольца за эксплуатационный промежуточный колонны и кондуктором.

КР 2- устранение не герметичности эксплуатационный колонны, в том числе:

КР 2-1 - тампонированием;

КР 2-2 - установкой пластыря;

КР 2-3 - спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра.

КР 3 - ликвидация аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта, в том числе:

КР 3-1 - извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации;

КР 3-2 - ликвидация аварий с эксплуатационной колонной;

КР 3-3 - очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов;

КР 3-4 - прочие работы по ликвидации аварий, допущенных в процессе ремонта скважины;

КР 3-5 - ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважины;

КР 4 - переход на другие горизонты и приобщение пластов, в том числе:

КР 4-1 - переход на другие горизонты;

КР 4-2 - приобщение пластов;

КР 5 -- внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, одновременно разделенная заначка (ОРЗ), установка пакеров - отсекателей.

КР 6 - комплекс подземных работ, в том числе:

КР 6-1 - зарезка вторых стволов;

КР 6-2 - бурение цементного стакана;

КР 6-3 - фрезирование башмака колонны с углублением ствола горной породы;

КР 6-4 - бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин;

КР 7 - обработка призабойной зоны, в том числе:

КР 7-1 - проведение кислотной обработки;

КР 7-2 - проведение гидроразрыва пласта;

КР 7-3 - проведение гидропескоструйной перфорации;

КР 7-4 - виброобработка призабойной зоны;

КР 7-5 - термообработка призабойной зоны;

КР 7-6 - промывка призабойной зоны раствором ПВА;

КР 7-7 - промывка призабойной зоны растворителями;

КР 7-8 - обработка термохимическими методами;

КР 7-9 -- прочие виды обработки призабойной зоны;

КР 7-10 - выравнивание профиля приемистостие нагнетательных скважин;

КР 7-11 - дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов;

КР 8 - исследование скважины, в том числе:

КР 8-1 - исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважине;

КР 8-2 - оценка технического исследования скважины, обследование скважины;

КР 9 - перевод скважины на использование по другому назначению, в том числе:

КР 9-1 - освоение скважины под нагнетательные;

КР 9-2 - перевод скважины под отбор технической воды;

КР 9-3 - перевод скважины в наблюдательные, пьезометрические;

КР 9-4 - перевод скважины под нагнетания теплоносителя или воздуха;

КР 10 - ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин, в том числе:

КР 10-1 - оснащение пара и воздухонагнетание скважин, в том числе, противопесочным оборудованием;

КР 10-2 - промывка в скважинах песчаных пробок;

КР 11 - консервация и расконсервация;

КР 12 - ликвидация скважин;

КР 13 - прочие виды работ.

2 Технологическая часть

2.1 Область применения метода и его назначение

Восстановление скважин из бездействия методом зарезки и бурения второго ствола за последние годы приобрело исключительно важное значение для доразработки залежей и использования огромного фонда бездействующих скважин. В первый период применения этого метода, когда еще не было достаточного опыта, зарезка и бурение второго ствола осуществлялись в скважинах бездействующего фонда глубиной 1000-1200м. Как правило, «окно» вскрывалось в 168-мм колонне при последующем спуске для эксплуатации 114-мм колонны или «хвостовика».

Применение метода зарезки и бурения второго ствола в скважинах глубиной до 1200 м ограничивало возможности восстановления более глубоких скважин для доразработки залежей, в которых сохранились значительные остаточные запасы нефти. Для восстановления бездействующих скважин глубоко залегающих горизонтов необходимо было значительно увеличить выход из «окна» эксплуатационной колонны до 1000м и более. При этом возникало еще одно затруднение: применение 114-мм колонны или «хвостовика» в глубоких скважинах оказалось неэффективным в связи с тем, что указанный диаметр колонны допускает спуск в скважину подъемных труб диаметром 60мм, что значительно ограничивает возможности отбора жидкости. Кроме того, с увеличением выхода из «окна» и при соответствующем увеличении сроков бурения второго ствола в 168-мм эксплуатационной колонне, последняя часто протиралась буровым инструментом, что приводило к нарушению герметичности колонны.

Помимо указанного, при бурении долотом № 6 в 168-мм колонне невозможно осуществление форсированного режима. Кроме того, из-за небольшого кольцевого пространства между стенками скважины и спускаемой 114-мм колонной или «хвостовикам» не всегда достигается надежное цементирование.

В связи с перечисленными затруднениями потребовалось изыскать какие-то новые пути для эффективного внедрения метода зарезки и бурения второго ствола, как наиболее действенного средства восстановления глубоких скважин. В ряде случаев при зарезке и бурении второго ствола в глубоких скважинах, там, где это возможно, извлекались 146- или 168-мм эксплуатационные колонны с максимально возможной глубины и вскрывалось «окно» в технической колонне обычно диаметром 219 мм и более. В результате значительно облегчаются условия зарезки и бурения второго ствола, возрастают скорости проходки и исключается возможность протирания колонны в процессе бурения. Извлеченные из скважины обсадные трубы вновь спускают в пробуренный новый ствол, что обеспечивает нормальные условия последующего освоения и эксплуатации скважины

Накопленный опыт зарезки и бурение второго ствола после извлечения эксплуатационной колонны позволил производить бурение непосредственно из-под башмака технической колонны без применения отклонителя. При этом удается избежать недостатков, связанных с необходимостью посадки отклонителя и вскрытия «окна» в эксплуатационной колонне: осложнений, создаваемых прорывом вод в зоне «окна», смещения отклонителя, зачастую приводящего к потере «окна»; снижения скоростей бурения; невозможность использования трубопровода для направленного бурения и т. д.

Таким образом, в результате извлечения эксплуатационных колонн и осуществления зарезки и бурения второго ствола в технической колонне или ниже ее достигается:

использование вырезанных эксплуатационных колонн в старых бездействующих скважинах;

улучшение условий проводки скважин и производства электорометрических работ;

улучшение условий эксплуатации скважин, так как обеспечивается применение двухрядной конструкции лифта в скважинах, характеризующихся обильным пескопроявлением.

На основе опыта применения зарезки и бурения второго ствола в эксплуатационных скважинах можно следующим образом сгруппировать скважины, где использование метода является наиболее целесообразным.

Бездействующие, в которых в результате сложной аварии с подземным оборудованием забивается ствол.

С наличием дефектов в эксплуатационной колонне (слом, смятие или отвод), не поддающихся исправлению.

Выбывшие из эксплуатации вследствие нарушения призабойной зоны, восстановить которые известными способами невозможно.

В которых при опробовании произошли прорывы высоконапорных нижних вод, не поддающихся изоляции; при этом новый ствол бурят без вскрытия горизонтов, являющихся источниками обводнения нижними напорными водами.

Бездействующие вследствие прорыва верхних вод, поддающихся изоляции.

Расположенные на участках, где по условиям и состоянию разработки пласта бурить новые скважины нецелесообразно.

Метод зарезки и бурения второго ствола следует рассматривать как один из методов доразработки залежей, способствующих рациональному использованию запасов нефти в пластах месторождений, находящихся в поздней стадии разработки.

При зарезке и бурении второго ствола в каждом случае вновь вскрываемые пласты тщательно исследуют всеми известными методами. В отличие от других известных способов восстановления скважин применение метода зарезки, помимо ввода в эксплуатацию данной конкретной скважин позволяет детально изучить текущее состояние разрабатываемых пластов и решать следующие задачи:

определять положение текущего водо-нефтяного контакта (ВНК) в разрабатываемых объектах;

на основе оценки текущего состояния разработки горизонтов выявлять полноту нефтеизвлечения;

вносить коррективы в предшествующую разработку и выявлять отдельные целики нефти;

выявлять объекты эксплуатации, пропущенные предшествующей разработкой;

восстанавливать сетку скважин для пластов, подверженных методам искусственного воздействия, с целью создания равномерной сетки в пределах разрабатываемого объекта, что имеет большое значение для повышения эффективности процессов воздействия на залежи.

ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН, ВОССТАНАВЛИВАЕМЫХ МЕТОДОМ ЗАРЕЗКИ И БУРЕНИЯ ВТОРОГО СТВОЛА

Конструкция скважины определяется, исходя из диаметра колонны, в которой будет производиться работа.

Проектирование начинают с выбора диаметра долота, выбор которого обуславливается следующим.

Диаметром колонны, в которой будут производиться работы по зарезке и бурению второго ствола.

Зазором между колонной и долотом.

Зазор выбирают с таким расчетом, чтобы долото могло свободно проходить внутри колонны, которой будут производиться работы. Диаметр долота, которого предстоит бурить второй ствол под эксплуатационную колонну или «хвостовик», определяют по формуле

Da=Dh - 2g,

где Dh - наружный диаметр колонны, в которой будут производиться работы;

g - зазор между наружными диаметром колонны и долотом (взятый с учетом возможной максимальной толщины стенки труб). Зазор g принимают равным 14-15 мм.

После выбора долота определяют диаметром колонны, спускаемой в пробуренный ствол, по формуле

dic=Dfl-2gi,

где gi - зазор между стенкой скважины (диаметр которой условно принят равным диаметру долота) и наружным диаметром спускаемой колонны.

Рекомендуемые зазоры gi

Диаметр долота, мм Зазор, мм	97 12	118 14,5	140 13	190 22	214 34	243 37,5	269 50,5

Проектирование конструкции скважины заканчивается сравнением наружного диаметра спускаемой колонны и колонны, в которой производились работы. При этом необходимо соблюдение следующего условия:

Dh- dK g2 Зазор g2 составит:

g2=168-114=54MM

что, согласно данным таблицы, находится в допустимых пределах. Диаметр райбера определим по формуле:

Dp=140+2=142 мм,

котроый соответствует технической характеристике применяемых райберов для вскрытия "окна" в 168- мм колоннах.

На основании расчетов выбираем отклонитель типа ОЗС1 - 168, максимальный диаметр которого равен 136 мм, а длина составляет 4,6 м. По формулам определяем диаметр шаблона:

Dш=136+3=139мм

и его длину

Lш = 4,6+3=7,6 м.

Длину направления (шаблона) принимаем равным 7,5 м.

Таким образом, после зарезки и бурения второго ствола, конструкция скважин изменится следующим образом: 114мм "хвостовик" будет спущен в пробуренный новый ствол на глубину 2680м с установкой воронки на глубине 1825м и подъемом цемента до воронки.

Если выбранный диаметр хвостовика (114мм) неудовлетворяют условиям эксплуатации, то в этом случае там, где возможно, необходимо извлеч 168мм эксплуатационную колонну с максимально возможной глубины (в нашем примере с глубины 1780-1790 м) и работы по зарезке и бурению второго ствола производить в технической колонне с диаметром 273мм.

Основные этапы работ по зарезке и бурению второго ствола заключается в следующем:

выбирают место в колонне для вскрытия "окна" ;

на выбранной глубине создают в колонне цементный стакан, на котором устанавливают отклонитель;

вскрывают "окно" в колонне;

бурят второй ствол до заданной глубины;

проводят комплекс электрометрических работ;

спускают эксплуатационную колонну или "хвостовик" с последующим цементированием и испытанием на герметичность ;

перфорируют колонну против продуктивного пласта

2.2 Выбор места для вскрытия "окна"

При выборе места (глубины) вскрытия "окна" в колонне необходимо учитывать следующие факторы: конструкцию скважины, угол искревления его ствола, наличие цементного кольца за колонной характер залегающих пород, наличие водоносных горизонтов и состояние колонн.

При наличии в скважине двух или нескольких колон место для вскрытия "окна" следует выбирать на такой глубине, чтобы "окно" вскрывать в одной колонне. Практика показало, что вскрывать "окно" следует в интервалах, сложенных глинистыми породами. В скважинах, где "окна" вскрывались против слабо сцементированных песков, песчанников, а также при отсутствии за колонной цементного кольца, наблюдались случаю размыва и осыпания пород, приводивших к обвалам, прихватам инструмента под "окном", а иногда даже к потере ствола скважины. Вскрытия "окна" против крепких и часто перемежающихся мягких и крепких пород приводит к тому, что второй ствол часто неодходит от основного ствола и бурится рядом с ним, особенно когда бурение ведется при полном поглщении помывочной жидкости. Такие скважины оказываются малопроизводительными вследствие нарушения при забойной зоны в процессе эксплуатации скважины основным стволом.

2.3 Подготовка скважины к спуску отклонителя.

Перед спуском отклонителя колонну необходимо обследовать печатью, диаметр которого должен быть на 10-12 мм меньше внутреннего диаметра колонны. Затем спускают направление (шаблон), чтобы установить возможность спуска отклонителя. Диаметр и длину направления определяют по формулам (Dm =136+3=139мм, Ьш = 4,6+3=7,6 м.). После этого с помощью локатора муфт или гидравлического расширителя определяют местонахождения двух или трех муфт обсадной колонны, между которыми будет вскрыто "окно".

Принцип действия локатора муфт основан на том, что магнитные свойства тело трубы резко отличается от свойств на участке муфты. По этому при прохождении прибора внутри муфтового соединения поля постоянных магнитов перераспределяются, в результате чего на выходе магнитного зонда появляетя импульс ЭДС, записываемый на диаграмме в виде пики.

Глубинный механический фиксатор 1 ФГМ-168

Местонахождение муфт гидрорасширителем определяют следующим образом: гидрорасширитель спускают в скважину на бурильных трубах и устанавливают его на 20-3Ом выше места, где намечено вскрытие "окна". В колонну бурильных труб закачивают жидкость, в результате резцы выходят из корпуса расширителя и упираются в внутреннюю поверхность обсадной колонны. Не прекращая закачки жидкости, гидрорасширитель осторожно спускают вниз . В месте расположения муфты резцы гидрорасширителя упираются в стык обсадных труб, что отмечается на гидравлическом индикаторе веса. Для продвижения гидрорасширителя вниз прекращают закачку жидкости, в результате чего резцы заходят в корпус; за тем гидрорасширитель опускают на 0,3-0,4 м и вновь закачивают в жидкость, чтобы создать давление для выдвижения резцов. Местоположения последующих муфт определяют также, как и предыдущей.

Затем гидравлический расширительподнимают из скважины и создают цементный стакан в колонне с расчетом установки отклонителя между муфтами.

Если место установки отклонителя выбрано неправильно то райбер в процессе вскрытия "окна" может попасть на муфтовое соединение, а это приведет к значительному увеличению времени на зарезку, к нарушению колонны, а иногда к другим осложнениям.

Если после бурения второго ствола планам работ предусматривается спуск "хвостовика", а не сплошной колонны, то по окончанию срока твердения цемента колонну необходимо испытать на герметичность.

Для совмещения работ по определению местонахождения одного или нескольких муфтовых соединений эксплуатационной колонны и создания цементного стакана под отклонитель применяют глубинный механический фиксатор.

Глубинный механический фиксатор 1ФГМ-168. Состоит из корпуса, узла фиксации, узловцентрирования и подтрубка с ловушкой.

Корпус 1 изготовлен в виде ствола с приваренными к нему наконечниками и ребрами. Резьба в верхней части корпуса служит для присоединения к колонне заливочных труб. Узел центрирования представляет собой три центрирующие пружины 9, закрепленные в корпусе. Узел фиксации состоит из трех защелок 3, подпружиненных консольными пружинами 2 и закрепленных в прорезях корпуса пальцем 4 и штифтом 5, а также поршня 6, закрепленного вкорпусе установочным винтом 8.

Патрубок с муфтой и ловушкой 7, соединяемые снижним концом корпуса при помощью резьбы, служит для создания цементного забоя и улавливания поршня с целью повторного исползования.

2.4Спуск и крепление отклонителя

Отклонитель - инструмент, придающий начальное направление и предназначенный для обеспечения необходимого отклонения райберов при вскрытии "окна" в колонне и бурильного инструмента при бурении второго ствола.

Отклонитель ОЗС

Отклонитель представляет собой плоский или желообразный клин, спускаемый в скважину на бурильных трубах. На отклонителя выбирают с учетом диаметра колонны и ее состояния. Наиболее распространены отклоните ли типа ОЗС.

Отклонитель типа ОЗС состоит из трех основных узлов: узла 4 опоры и закрепления, клина-отклонителя 3 и спускного клина 2. Отклонитель закрепляют на забое в эксплуатационной колонне при помощитрехплашечной системы, которая исключает возможность проворачивания его привскрытии "окна" и бурении второго ствола. Наклонная поверхность в виде желоба клина-отклонителя обеспечивает направление и увеличивает площадь опоры между клиноми режущим инструментом. Спускной клин служит для спуска отклонителя в скважину. Фиксация плашек в утопленном положении обеспечивается плашкодержателем, соединенным с корпусом двумя специальными винтами 7. Узел опоры и закрепления с клином-отклонителем соединен опорными поверхностями, срезанными под угом 15 или 30 градусов и имеющими профиль поперечного сечения в виде "ласточкина хвоста". Взаимному произвольному перемещению клина-отклонителя и узла опоры и закрепления также препятствует специальный винт 6. Клин - отклонитель соединяется со спускным клином, к котрому на резьбе крепится переводник 1 двумя болтами 5.

Перед спуском отклонителя в скважину необходимо проверить его размеры и все основные узлы. Затем спускной клин соединяют с направляющим клином с помощью болтов. Отклонитель в собранном виде на бурильных трубах медленно спускают в скважину, наблюдая за показаниями индикатора веса.

При подходе к глубине установки отклонителя скорость спуска бурильных труб замедляют, уменьшают нагрузку на одну-две тс и определяют глубину забоя. По достижения хвостовиком забоя скважины телескопическое устройство срабатывает, шпильки срезаются, а отклонитель, продолжает перемешатся вниз, закрепляется плашками в колонне. Затем резкой посадкой инструмента (8-10 тс) срезают болты, соединяющие отклонитель со спускным клином. Клин поднимают на поверхность и вскрывают "окно" .

2.5 Вскрытие "окна" в колонне.

Для вскрытия "окна" в колонне, через которое в последующем ведется бурение вторго ствола, применяют комплект трех фрейзеров-райберов типа ФРС (рис.№1) различных размеров. Райберы имеют форму усеченного корпуса с продольными зубьями, усиленными пластинками из твердого сплава.

Фрезер-райбер ФРС

а - № 1; б - № 2; в - № 3

В объединении Краснодарнефтегаз (НГДУ "Хадыженнефть") для вскрытия "окна" в 168-мм колонне применяют комплект райберов следующих размеров: № 1- 50*125; №2- 60*135; №3- 70*143 мм.

Для возможного большего смещения нового забоя относительно забоя основного ствола первый (нижний) диаметр райбера №1 уменьшают до 40мм.

Чтобы ускорить процесс вскрытия "окна" в колонне, в место комплекта трех фрейзеров - райберов типа ФРС (рис.№ 2) применяют комбинированный райбер, райбер-фрейзер типа РПМ конструкции АаИНМАШ (рис.№3) и универсальный райбер типа РУ (рис.№4) и другие, которые за один рейс обеспечивают полное вскрытие "окна" в колонне.

Комбинированный райбер (рис.№2) состоит из трех секций, соединенных между собой на резьбе. Секции имеют различные диаметры (Di, D2, и D3) и длины (Ji, J2, J3) и по мере сработки могут быть заменены новыми.

При вскрытии "окна" комплектом из трех фрейзеров-райберов, работу производят последовательно, начиная с райбера №1, имеющего наименьший размер, при нагрузке 2-3 тс и частоте вращения 40-60 об /мин. по мере углубления райбера частоту вращения можно увеличить до 50-70 об/мин при тойже осевой нагрузки. После вскрытия "окна" длиной 1,4-1,6 м от конца отклонителя, т.е. когда нижний конец райбера выходит из соприкосновения с колонной, частоту вращения ротора доводят до 80-90 об/мин, а осевую нагрузку уменьшают до 1 тс.

Райбером №2 при нагрузке 1-1,5 тс разрабатывают и расширяют интервал, пройденный райбером №1, по всей длине отклонителя.

Райбером №3 зачищают "окна" и выход в породу к осевой нагрузке до 1 тс и частоте вращения ротора 80-90 об/мин.

"Окно" считается полностью вскрытым и обработанным, когда райбер №3 без вращения инструмента свободно проходит в него, при этом диаметр райбера остается не менее 142 мм

Если диаметр райбера №3 после проработки "окна" будет менее 142 мм, то "окна" следует обработать еще одним райбером диаметром 143 мм.

При использовании комбинированого райбера и райберов РПМ и РУ осевую нагрузку рекомедуется поддерживать в пределах 1,5-3 тс при частоте вращения ротора 60-90 об/мин.

Всрытие "окна" необходимо производить при заданной осевой нагрузки. Большие осевые нагрузки на райбер приводят преждевременному выходу его заколонну и "окна" получается укороченно. Это создает условие для возникновения и консентрации переменных по величине и по знаку напряжении в теле бурильных труб, особенно в то время, когда в интервале в нижней части среза отклоняющего клина, то есть на выходе "окна",

При ускоренном "окне" подвергается кольцевым порезом и тело бурильных труб, что снижает их прочность и может привести к аварии. Кроме того, затрудняется пропуск долота за колонну и оно, как правило, останавливается в "окне" в результате образования "мертвого" пространства-несработанной стенки колнны, возвышающиеся над нижним окончанием среза отклоняющего клина. Обработать эту выступающую часть стенки райберами практически не возможно и в некоторых случаях приходится вновь спускать отклонитель и повторять работы по вскрытию нового "окна". Чтобы избежать подобного явления, над райбером для создания жесткости устанавливают утяжеленные бурильные трубы соответствующих размеров.

2.6 Параметры режима бурения второго ствола

Режим бурения определяется осевой нагрузкой на долото; частотой вращения долота; расходом промывочной жидкости и ее качеством, временем пребывания долота на забое.

Различают оптимальный и специальный режимы бурения.

Отимальным режимом называют режим, установленный с учетом геологического разреза и максимального использования технических средств, имеющихся на скважине, для получения высоких количественных и качественных показателей при минимальной стоимости 1 м проходки.

Специальным режимом называют режим, установленный для забуревания второго ствола и последующего бурения осложненных условиях, при обвалах, высоком пластовом давлении, поглощение жидкости, изменение направления оси скважины, отборе керна и др.

Нагрузка на дролто в процессе забуревания второго ствола должна быть равномерной при скорости проходки 3-4 м/ч. при выходе на "окна" следует постепенно увеличивать осевую нагрузку на долото до 1,2-2 тс. Частота вращения долота должна быть в пределах 40-60 об/мин, второй ствол следует забуревать не менее, чем на 5-6 м. Если в этом интервале долото работало нормально, бурение можно вести на оптимальном режиме. Прибывание долта на забое должно быть выбрано с таким расчетом, чтобы скорость углубления скважины в единицу времени была наибольшей.

При спуске очередного долота под нагрузкой 1-3 тс прорабатывают 10-15 м от забоя, затем в течение нескольких минут поддерживают пониженную нагрузку для того, чтобы опоры долота приработались, а затем увеличивают ее до требуемой величины согласно указанием геолого-технического наряда и поддерживают постоянной. Окончательно осевую нагрузку бурильщик должен подобрать сам, добиваясь наибольшей механической скорости проходки.

Быстрое углубление скважины без осложнений возможно только тогда, когда выбуренная порода своевременно удаляется с забоя. Противном случае она оказавает дополнителтьное сопротивление долото.

2.7 Спуск колонны

Для крепления второго ствола применяют сплошную колонну или "хвостовик".

Сплошную колонну спускают в пробуренный ствол в том случае, когда колонна, в которой производились работы, деформировано выше вскрытого "окна" или имеют большой диаметр. Работа по его спуску должны быть организованы так, чтобы каждый член бригады четко выполнял свои обязанности. Рабочее место должно быть подготовлено и очищено от посторонних предметов. Необходимо следить за соблюдением установленного порядка спуска труб и за показанием индикатора веса.

При понижении нагрузки на крюке следует ствол скважины промыть до восстановления нагрузки и после этого продолжать спуск колонны. Первая нижняя труба обязательно должна пропускатся через "окно" при промывке скважины. Кроме того, промывать скважину необходимо в предусмотренных интервалов. Проверка доведения колонны до забоя достигается допуском труб при промывке скважины. При этом нагрузка не должна превышать 2-4тс.

"Хвостовик" спускают на бурильных трубах со специальным переводником, имеющим левую резьбу. Конец хвостовика должен распологаться в эксплуатационной колонне на 15-20 м выше вскрытого "окна". Верхнюю часть его оборудуют воронкой, наибольший диаметр которой должен быть на 10-12 мм меньше внутреннего диаметра колонны, в которой производилась зарезка. Нижнюю трубу "хвостовика" пропускают через "окно" при промывке скважины. При спуске последующих обсадных или бурильных труб их заполняют раствором. После окончания спуска труб навинчивают рабочую трубу, восстанавливают циркуляцию и промывкой проверяют состояние забоя.

2.8 Цементирование колонны

Цементирование обсадной колонны представляет собой одну из самых ответственных операций, от успешности которой зависит дальнейшая нормальная эксплуатация скважины.

Способ цементирования выбирают в зависимости от вида колонны, спущенной в пробуренный ствол (сплошной или "хвостовика").

Нормальное цементирование. После окончания спуска сплошной эксплуатационной колонны в процессе подготовки скважины к цементированию колонну обсадных труб периодически расхаживают и для предоотвращения прихвата колонны скважину непрерывно промывают. Затем башмак колонны устанавливают выше (на 1-2м от забоя), на устья восстанавливают цементировочную головку и закачивают цементный раствор.

Прокачав расчетное количество цементного раствора, отвинчивают стопорные болты на цементировочные головки и закачивают расчетное количество продавочного глинистого раствора. Как только заливочная пробка дойдет до упорного кольца "стоп", наблюдается резкий подъем давления, так называемый "удар". На этом процесс цементирования заканчивается. Краны на цементировочной головке закрывают и скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цементного раствора.

При цементировании неглубоких скважин с небольшим подемом цементного ратвора за колонной в качестве продавочной жидкости можно применять воду.

Цементирование "хвостовика". После промывки ствола скважины на устье ее устанавливают цементировочную головку, в которую вставляют верхнюю секцию разделительной робки. Закачиваю расчетное количество цементного раствора, который продавливают глинистым раствором или водой. Когда будет продавлен объем, равный внутреннему объему бурильных труб, верхняя секция пробки 3 входит в нижнюю секцию и перекрывает отверстия кольца 12. Давление в бурильных трубах резко возрастает. Шпильки 7, удерживающие нижнюю секцию в переводнике 4, срезаются, и обе секции как одно целое перемещаются вниз по "хвостовику" до получения "удара". После этого колонну необходимо посадить на забой и путем вращения инструмента по часовой стрелке освобождают бурильные трубы с переводником от "хвостовика" и вымывают излишек цементного раствора.

Через 16-20 ч после этого определяют высоту подъема цемента за колонной, оборудуют устье скважины (в случае спуска сплошной колонны), испытывают колонну на герметичность и перфорируют в интервале продуктивного пласта.

2.9 Отклонитель ОТЗ

Предназначен для отклонения осей фрейзеров-райберов от оси основного ствола скважины при прорезании "окна" в эксплуатационной колонне, а также осей инструмента при бурении второго ствола.

Отклонитель работает при посадке на забой (естественная или искусственно созданная). Состоит из узла опоры и закрепления, клина-отклонителя и спускного клапана. Узел опоры и закрепления позволяет посадить отклонитель на забой и закрепить его в эксплуатационной колонне при помощи трехплашечной системы, исключая возможность проворачивания отклонителя при зарезке «окна» и бурении второго ствола. Клин-отклонитель имеет наклонную поверхность в виде желоба, улучшающего направление и увеличивающего площадь опоры между клином и режущим инструментом. Спускной клин служит для спуска отклонителя в скважину.

Техническая характеристика отклонителей ОТЗ приведена ниже

	ОТЗ-115	ОТЗ-134
Условный диаметр колонны обсадных труб, мм
Усилие среза, кН:	30	40
-специальных винтов, крепящих плашки к корпусу
-специального винта, препятствующего взаимному	40	60
перемещению клина-отклонителя и узла опоры
-болтов для соединения клина-отклонителя и	50	80
спускного клина	2,5	2,5
Угол наклона отклоняющего клина, градус	115	134
Наибольший диаметр при утопленных плашках D, мм
Длина, мм:	5065	5420
без спускного клина Li	5865	6100
со спускным клина L	315	416
Масса со спускным клином, кг

3 Охрана труда и техника безопасности при бурении

Общие положения.

Ввод смонтированной буровой установки в работу осуществляется после полной готовности испытания обкатки всего оборудования и при наличии укомплектованной буровой бригады по решению комиссии по приемке буровой установки.

Готовность к пуску оформляется актом.

В процессе бурения постоянно контролируются следующие параметры:

вес на крюке с регистрацией на диаграмме;

плотность бурового раствора с регистрацией в журнале;

расход бурового раствора на входе и выходе из скважины;

давление в манифольде буровых насосов с регистрацией на диаграмме или в журнале;

уровень раствора в приемных емкостях при бурении;

крутящий момент на роторе.

Показатели веса на крюке давления в манифольде буровых насосов, величина кружегуего момента на роторе должны быть в поле зрения бурилыпика.

Проверки буровых работ с регулированием дефференциального давления в системе скважины - пласт, с использованием газообразных агентов бурения горизонтальных и наклонно-направленных скважин, в том числе кустами, должны осуществлятся по пректу, разработанному на основе настоящих правил и соответствующих нормативных документов.

Начальник буровой или мастер представляют руководству бурового предприятия суточный рапорт о работах, проведенных на буровой, по международной (приложения 8 настоящих правил) или иной форме. К суточному рапорту прилагаются диаграммы регистрирующих контрольно-измерительных приборов.

Организация и порядок смены вахт, периодичности и регистрация инструктажей по безопасности труда на рабочем месте устанавливаются Положением, разработанным буровым предприятием.

4 Экономическая часть

4.1 Производительность труда

Производительность труда - коэффициент опережения - показатель, характеризующий соотношение темпов роста прогеологическими факторами, на которые результаты производственной деятельности коллектива предприятия оказывают малое влияние. Следовательно, для оценки воздействия на производительность труда мероприятий по совершенствованию организации труда, производства и управления можно пользоваться показателем трудоемкости обслуживания скважин.

Это определяет целесообразность его использования для планирования, нормирования и анализ производительности труда в нефте- и газодовывающем управлении. Уровень трудовых затрат, приходящихся на одну скважину действующего фонда, определяет степень совершенствования организации труда, производства и управления в нефте- газодобывающем управлении и может быть использован в плановых и аналитических расчетах для определения экономии рабочего времени по факторам:

повышение технического уровня производства;

увеличение уровня организации производства и труда;

изменение объема производства и др.

Помимо перечисленных показателей в зависимости от целей проведения экономических расчетов для оценки производительности труда могут использоваться также следующие показатели:

товарная или валовая продукция в единых оптовых ценах в расчете на одного работника основного производства, на одного рабочего промышленно-производственной группы, на одного рабочего основного производства;

удельная численность рабочих за один скважино-месяц числившийся;

валовая добыча нефти и газа в тоннах (ЮООм.куб.) на одного рабочего промышленно-производственной группы; на одного рабочего основного производства и др.