Бурение боковых стволов на ОАО "Сургутнефтегаз" с использованием системы "непрерывная труба"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Бурение боковых стволов на ОАО «Сургутнефтегаз» с использованием системы «непрерывная труба»

Выполнению подготовительных работ для бурения удлинения и ответвлений на депрессии предшествует забуривание бокового ствола (БС) скважины с заходом в продуктивный пласт (путем вырезания «окна» в эксплуатационной колонне или углубления ниже башмака эксплуатационной колонны) со спуском и креплением хвостовика. По окончании спуска и крепления хвостовика проводятся подготовительные работы бригадой забурки боковых стволов (ЗБС). Производится монтаж противовыбросового оборудования (ПВО) и его опрессовка на допустимое давление эксплуатационной колонны.

Для шаблонирования эксплуатационной колонны производится спуск компоновки низа бурильной колонны (КНБК), состоящей из оконного фрезера, двух арбузообразных фрезеров и расчетного количества бурильных труб. Шаблонирование эксплуатационной колонны осуществляется до глубины установки адаптера хвостовика. При достижении адаптера хвостовика производится промывка в течение 1,5-2 циклов. Для шаблонирования хвостовика и разбуривания его оснастки спускается КНБК, состоящая из фрезера, ВЗД и колонны разноразмерных бурильных труб.

В случае необходимости производится сборка компоновки под роторное разбуривание оснастки хвостовика. Производится опрессовка эксплуатационной колонны с хвостовиком на допустимое давление для эксплуатационной колонны.

Интервалы установки технологической оснастки хвостовика (стоп-кольцо, обратные клапаны, перфорированный патрубок с цементной заглушкой, башмак) разбуриваются и прорабатываются с дальнейшим выходом в открытый ствол и его проработкой.

Производится углубление текущего забоя на 1-1,5 м ниже башмака хвостовика. Спуском магнитного фрезера-ловителя производится очистка забоя от металлических предметов. Совершается спуск в скважину лифтовой колонны диаметром 110, 114 мм выше глубины установки адаптера хвостовика на 15-20 м с установкой пусковых муфт на расчетных глубинах.

В случае необходимости, производится шаблонирование лифтовых колонн диаметрами 110, 114 мм ниже глубины установки адаптера хвостовика на 30 м. КНБК для шаблонирования состоит из долота (фрезера-имитатора долота), винтового забойного двигателя (ВЗД) с планируемым углом перекоса, немагнитной УБТ - 20 м (имитатор телесистемы Coil-Trak), переводника и бурильных труб.

Скорость спуска в интервале адаптера хвостовика и ниже - не более 0,2 м/с. Не допускаются посадки КНБК в процессе спуска более 1 т.

Производят демонтаж ПВО: на планшайбу или крестовину фонтанной арматуры устанавливается шиберная задвижка, которая закрывается и опрессовывается на максимально допустимое давление опрессовки эксплуатационной колонны согласно правилам безопасности.

После окончания подготовительных работ на скважине производится демонтаж оборудования и переезд бригады ЗБС.

Осуществляется транспортирование на скважину комплекса «Непрерывная труба» и расстановка оборудования. Схема размещения наземного оборудования комплекса «Непрерывная труба» приведена на рисунке.

Для бурения удлинения и ответвлений БС из-под хвостовиков диаметром 114 мм рекомендуется использовать долота диаметром 84,8 мм, 91 мм, 95 мм, 95,3 мм. Из хвостовиков диаметром 102 мм рекомендуется использовать долота диаметром 84,8 мм, 85 мм.

Для бурения удлинения и ответвлений БС скважин рекомендуется КНБК, включающая:

- долото;

- ВЗД;

- расчетное количество утяжеленных штанг;

- обратный клапан;

- телеметрическую систему;

- соединитель НТ;

- комплекс «непрерывная труба».

Типовая схема расположения оборудования, агрегатов при подготовке к зарезке и освоению БС при одиночном расположении скважин

В случае необходимости допускается включение в состав КНБК раздвижных расширителей.

При бурении удлинений и ответвлений БС скважин на депрессии с использованием комплекса «Непрерывная труба» применяется телеметрическая система Coil Trak с кабельным каналом связи, обеспечивающая инклинометрический контроль, контроль гамма-излучения, температуры и давления на забое и в гибкой трубе. Электрогидравлическое устройство ориентации позволяет изменять направление отклонения в любую сторону в диапазоне 400° в соответствии с требуемым углом установки отклонителя. Сборка и настройка телеметрической системы производится персоналом партии ИТС в модуле для сборки КНБК.

Выполняется сборка КНБК, телесистемы и их спуск в скважину с комплексом опрессовок. Сборка осуществляется с использованием лубрикатора. Лубрикатор перемещается при помощи крана, управляемого с пола, расположенного в верхней части мачты комплекса «непрерывная труба». Спуск КНБК на НТ производится при минимально необходимом расходе промывочной жидкости во избежание усталостных напряжений в НТ, но достаточным для поддержания циркуляции. Скорость спуска КНБК не должна превышать 20 м/мин. За 20 м до глубины ожидаемого искривления или изменения конструкции скважины производится снижение скорости спуска КНБК до 3-5 м/мин.

В ходе СПО необходимо осуществлять контроль параметров давления и промывочной жидкости. Рекомендуемые режимы работы оборудования при проведении СПО:

- скорость спуска КНБК - не более 20 м/мин;

- скорость подъема КНБК - не более 20 м/мин;

- давление насосов - не более 20 МПа;

- не допускаются посадки во время СПО свыше 1 500 кгс от собственного веса инструмента;

- допустимая максимальная посадка - не более 10 000 кгс;

- максимальное натяжение - 40 000 кгс;

- в процессе подъема НТ необходимо следить за равномерностью наматывания трубы на барабан.

Для проверки работы индикатора веса и гидравлической системы, отсутствия посторонних предметов в скважине производится тест на натяжение (10-15 м) не реже чем каждые 500 м при спуске НТ. В интервалах с зенитным углом свыше 70° тест на натяжении проводится каждые 200 м. При достижении КНБК глубины срезки удлинения производится перевод скважины на углеводородную жидкость или иную промывочную жидкость и производится промывка в течение 1 цикла. Перед бурением в режиме депрессии производится контрольная опрессовка ПВО (кольцевого сферического превентора и трубного превентора) на максимально возможное давление, но не выше максимально допустимого давления опрессовки эксплуатационной колонны, производится розжиг свечи рассеивания в режиме малого пламени. По данным датчиков давлений в КНБК регулируются расход и давление для обеспечения режима бурения на депрессии.

Производится приподъем КНБК в интервал башмака хвостовика с постоянной циркуляцией. Производится калибровка программы АСУ бурения на депрессии, определение истинного забойного давления и вызов притока путем снижения забойного давления до величины, не менее допустимого забойного давления. По окончании технологического отстоя (6 часов) производится контрольный спуск КНБК с промывкой до глубины срезки удлинения горизонтального участка ствола скважины. При необходимости производится проработка открытого ствола скважины до свободного хода инструмента.

Забуривание удлинения и ответвлений БС необходимо производить со скоростью 1-3 м/ч до получения достаточного для длины КНБК зумпфа. Забуривание удлинения осуществляется на режимах, обеспечивающих получение притока. Для подержания заданного значения депрессии на пласт производится закачка азота в межтрубное пространство (лифтовая колонна - эксплуатационная колонна). При бурении удлинения и ответвлений БС не реже 1 часа производится регистрация следующих текущих параметров:

- глубина нахождения КНБК;

- вес на инжекторе;

- давление на забое;

- затрубное забойное давление;

- общий объем промывочной жидкости на поверхности;

- удельный вес промывочной жидкости, содержание воды и твердой фазы в промывочной жидкости;

- производительность буровых насосов;

- механическая скорость бурения.

В лаборатории комплекса «непрерывная труба» осуществляются замеры следующих параметров промывочной жидкости:

- удельный вес;

- содержание твердой фазы;

- содержание воды.

Замер параметров промывочной жидкости производится не реже одного раза в час.

В ходе бурения производится контроль промывочной жидкости на содержание твердой фазы. С целью обеспечения выноса шлама при бурении удлинения и ответвлений БС по мере необходимости производится закачка пачек раствора ВУС в объеме 2-4 м³. Частота закачки пачек раствора ВУС определяется по результатам контроля выноса шлама и давления. Для снижения вероятности шламообразования в открытой части БС при бурении удлинения и ответвлений производится технологический подъем КНБК от забоя с промывкой скважины. Частота и глубина технологических подъемов определяется режимом бурения.

При достижении плановой глубины удлинения или ответвлений БС прокачивается полный цикл промывочной жидкости с закачкой пачки ВУС при поддержании режима депрессии на пласт.

При необходимости замены долота, смены угла перекоса ВЗД, ревизии телесистемы производятся следующие работы:

- подъем КНБК на НТ до устья;

- рассоединение НТ с КНБК;

- монтаж лубрикатора;

- подъем КНБК из скважины с комплексом опрессовок ПВО;

- рассоединение телесистемы с ВЗД;

- демонтаж лубрикатора;

- замена долота, ревизия телесистемы, смена угла перекоса на ВЗД;

- сборка КНБК, телесистемы;

- монтаж лубрикатора;

- соединение телесистемы с ВЗД;

- спуск КНБК в скважину с комплексом опрессовок ПВО;

- демонтаж лубрикатора;

- соединение НТ с КНБК;

- спуск КНБК на НТ в скважину.

Технология очистки промывочной жидкости при бурении удлинения и ответвлений БС

На выходе из скважины в ПВО поток жидкости отклоняется и направляется в двухсекционный трехфазный сепаратор по 4" трубопроводу. Раствор поступает в сепарационный блок через приемный коллектор, имеющий отверстия для контроля свойств флюида и добавления химических реагентов. Поток жидкости перед попаданием в сепарационную емкость проходит через штуцерный манифольд, в котором обеспечивается регулирование расхода, благодаря чему регулируется давление на устье скважины и на забое. В сепарационной емкости происходит трехфазное разделение поступившего потока промывочной жидкости:

1) шлам попадает в камеру для сбора твердых частиц;

2) газ покидает сепаратор и подается на свечу рассеивания;

3) жидкая фаза перетекает во второй отсек и подается в гидроочистительную систему.

В процессе углубления необходимо проводить барботирование (перемешивание) сепаратора каждые 2 часа с откачкой в емкость коническую резервуарного парка.

При отсутствии или малом содержании попутного газа, поступающего из скважины, во избежание образования взрывоопасной смеси в трубопроводе свечи рассеивания необходимо поддерживать горение свечи в режиме малого пламени путем подачи пропана из баллонов.

Резервуарный парк состоит из трех-четырех емкостей:

- емкость конической формы (V = 45 м³);

- две-три емкости цилиндрической формы (V = 60 м³) для комплекса «непрерывная труба». Для комплекта оборудования углубления на депрессии - две емкости (V = 60 м³). Емкости соединены между собой в верхней части шлангами.

В системе очистки резервуарного парка имеется центрифуга (в случае необходимости обеспечивает дополнительную очистку бурового раствора от выбуренной породы), подача на которую производится из первой секции сепарационной емкости и из нижней части конусной емкости резервуарного парка.

В системе обвязки резервуарного парка установлена смесительная воронка, позволяющая производить обработку промывочной жидкости химреагентами.

После трехфазного разделения в сепараторе промывочная жидкость попадает в конусную емкость, где происходит оседание наибольшей части твердых частиц шлама, оставшихся в растворе после сепаратора. По мере заполнения конусной емкости жидкость методом перелива поступает в первую цилиндрическую емкость, оттуда - во вторую цилиндрическую емкость. Промывочная жидкость проходит конечную очистку от газа, выбуренной породы и пластовой нефти методом отстоя. Из третьей (второй - в случае проведения работ с комплектом оборудования УД) цилиндрической емкости очищенная промывочная жидкость поступает на питающий насос бурового насоса и подается в скважину.

При поступлении пластовой нефти из скважины происходит увеличение общего объема жидкости в системе емкостей резервуарного парка, вследствие чего возникает необходимость в утилизации скважинной жидкости как в ходе проведения работ, так и после их проведения. Уровень жидкости в резервуарах контролируется при помощи механических и электронных уровнемеров.

В случае необходимости производится утилизация промывочной жидкости в нефтесборный коллектор или вывоз спецтехникой. Жидкий шлам из экологических емкостей откачивается и вывозится спецтехникой для утилизации.

Растворы, применяемые при забурке БС

В ОАО «Сургутнефтегаз» при забуривании боковых стволов в качестве промывочной жидкости применяется биополимерный раствор (БПР) с высокими ингибирующими свойствами системы «ИКАРБ». Основная цель использования биополимерного раствора - безаварийная проводка БС, качественное вскрытие продуктивных пластов и последующая эксплуатация скважины с высокой продуктивностью.

Биополимерный раствор системы «ИКАРБ» обеспечивает:

- устойчивость стенок скважины;

- эффективную очистку ствола скважины от выбуренной породы;

- сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов;

- смазывающий эффект и охлаждение инструмента;

- оптимальное снижение гидравлических сопротивлений.

Библиографический список

бурение боковой ствол труба

1. Материалы производственной практики: стандарт организации «Сургутнефтегаз» СТО 119-2010.

Размещено на Allbest.ru