Конструкция и крепление боковых стволов

Конструкция боковых стволов

 

9.1.1 Боковые стволы проектируются к бурению из скважин, обсаженных колоннами с диаметром 146 мм и 168 мм. По данным ГИС проводится расчёт эксплуатационной колонны по методике, приведённой в приложении А, для оценки её соответствия условиям и задачам эксплуатации скважины. В случае несоответствия эксплуатационной колонны условиям эксплуатации производится спуск и цементирование дополнительной колонны до устья скважины по дополнительному плану. Для боковых стволов рекомендуются обсадные трубы диаметром 101,6 мм и 110 мм (114,3 мм). Размеры обсадных труб приведены в таблице 11.

Таблица 11 – Размеры обсадных труб

Диаметр трубы, мм	Диаметр муфты, мм
наружный	внутренний	наружный	внутренний
101,6	88,6		90,0
110,0	97,0		98,5
114,3	99,6		101,1

 

9.1.2 Боковой ствол может быть представлен двумя вариантами конструкции эксплуатационного забоя:

- открытого типа со спуском фильтров или без;

- закрытого типа со сплошным цементированием «хвостовика», включая интервал горизонтального участка.

Конструкция открытого типа предусматривает цементирование верхней части дополнительной колонны или «хвостовика». При конструкции эксплуатационного забоя закрытого типа осуществляется сплошное цементирование дополнительной колонны или «хвостовика» в одну или две ступени.

9.1.3 Крепление БС предусматривает обсаживание пробуренного ствола «хвостовиком» со спуском его на разъединительном устройстве конструкции Лениногорского УБР. «Голова» «хвостовика» должна находиться выше интервала зарезки бокового ствола на 70-100 м. Варианты конструкций «хвостовиков» с использованием технических средств СП «Удол» и Лениногорского УБР приведены на рисунках 3 и 4. Возможно применение и других конструкций хвостовиков, не ухудшающих качество заканчивания бокового ствола.

9.1.4 В случае открытого забоя компоновка «хвостовика» включает:

- посадочный адаптер (разъединитель);

- подвеску «хвостовика»;

- обсадные трубы;

- пакер с муфтой манжетного цементирования или пакер-манжету;

- «стоп» кольцо и обратный клапан;

- патрубок цементировочный и заглушку;

- фильтры, центраторы и башмак.

или

- посадочный адаптер (разъединитель);

- обсадные трубы;

- пакер с муфтой манжетного цементирования или пакер-манжету;

- «стоп» кольцо и обратный клапан;

- патрубок цементировочный и заглушку;

- фильтры, центраторы и башмак.

В случае закрытого эксплуатационного забоя конструкция «хвостовика» следующая:

- посадочный адаптер;

- подвесное устройство;

- обсадные трубы;

- центраторы;

- стоп-кольцо и обратный клапан;

- перфорированный патрубок;

- башмак.

 

Крепление боковых стволов

 

9.2.1 В процессе углубления скважины и подготовки ствола скважины к креплению, вскрытые зоны водопроявлений и поглощений бурового раствора ликвидировать согласно РД 39-0147585-232-01 по дополнительному плану.

Перед вскрытием продуктивного пласта в процессе бурения ствол скважины опрессовать на минимальное пробное давление, которое на 10 % ниже расчетного, создаваемого давлением столба тампонажного раствора в кольцевом пространстве.

9.2.2 Обязательным условием для беспрепятственного спуска обсадной колонны и качественного крепления скважины по данной технологии является использование в процессе бурения, по меньшей мере, одного из перечисленных наддолотных устройств: УБТ, забойного двигателя, центратора, калибратора, кольмататора (РД 39-0147585-219-01 Инструкция по применению эжекционного забойного кольмататора-калибратора спирального для строительства скважин с боковыми стволами) диаметром, не менее диаметра используемых обсадных труб.

9.2.3 После проведения окончательного каротажа технологическая служба совместно с геологической службой бурового предприятия должна составить план работ на крепление скважины обсадной колонной, согласовать с заказчиком и утвердить главным инженером бурового предприятия.

Сочетания диаметров долот, центраторов и обсадных колонн представлены в таблице 12.

Таблица 12

Наименование	Диаметр долота, мм
	139,7
1 Диаметр обсадной трубы, мм	101,6	101,6; 110,0 114,3	101,6; 110,0 114,3
2 Длина корпуса ЖЦ, мм	90,0	90,0	90,0
3 Расчетный проходимый диаметр ЖЦ, мм	119,0	134,0	138,0
4 Номинальный зазор по трубе, мм	11,2	19,05; 14,85 12,7	22,2; 17,0 15,85
5 Номинальный зазор по муфте, мм	7,0	14,85; 11,35 6,35	17,0; 13,5 8,5

 

9.2.4 До начала вскрытия продуктивного горизонта на буровую завезти согласно плана работ:

- обсадные трубы;

- башмачный патрубок с муфтой и корончатым башмаком;

- обратные клапаны;

- переводники для промывок;

- разъединительное устройство «хвостовика» в комплекте с продавочными пробками;

- центраторы ЖЦ;

- смазку для резьбовых соединений.

9.2.5 Сортировку труб по толщине стенок и группе прочности, замер геометрических параметров труб, резьбовых соединений, шаблонировку и гидравлическое испытание производить на трубных базах или на специальных площадках. Давление опрессовки должно превышать расчетное рабочее давление при цементировании скважины в полтора раза, но не более допускаемого согласно ГОСТ 632-80.

9.2.6 Погрузка, транспортировка, разгрузка, укладка труб на буровой должны осуществляться согласно «Сборнику инструкций, регламентов и РД по технологии крепления скважин на месторождениях АО «Татнефть» РД 39-0147585-201-00.

9.2.7 Завезенные на буровую обсадные трубы должны иметь надпись на теле трубы несмываемой краской: номер смены, порядковый номер.

На весь комплект труб, включая башмачный патрубок, «хвостовика», а также обратные клапаны и подвеску, представить паспорта, где отразить номера и типоразмеры, давление опрессовки, тип резьбы, группу прочности стали.

9.2.8 Перед спуском труб в скважину осмотреть их по телу и резьбовым соединениям. На трубах, имеющих видимые повреждения, препятствующие их использованию по назначению, сделать надпись «брак» и откатить их в сторону. Замерить длину труб, занести ее в ведомость, указать номер трубы в порядке спуска на теле трубы в 1,5 - 2 м от муфты.

В процессе спуска каждая труба должна быть шаблонирована жестким двойным шаблоном, диаметр которого на 3 мм меньше внутреннего диаметра обсадной трубы, а длина не менее 150 мм. Буровой мастер должен назначить лицо, ответственное за шаблон под роспись в буровом журнале.

9.2.9 Перед спуском «хвостовика» ствол скважины проработать роторной компоновкой, включающей: долото, переводник, бурильные трубы, на качественном буровом растворе с параметрами, согласно ГТН. Скорость проработки интервала продуктивного пласта выше- и нижележащих водоносных пластов должна быть не более 20 м/ч. Допускается осуществлять проработку ствола скважины со сложным профилем бурильной компоновкой, включающей: долото или райбер, переводник, забойный двигатель и бурильные трубы.

9.2.10 Перед спуском колонны отцентрировать буровую вышку.

9.2.11 Для свинчивания и закрепления резьбовых соединений необходимо использовать специальные автоматические ключи, как правило, с гидравлическим приводом, оборудованные моментомером (индикатор крутящего момента ИМ-12/18, оттарированный пружинный манометр с регистрирующим устройством, ДСТ фирмы «ТОТСО» и другие) с показывающим и записывающим устройствами. Степень закрепления резьбовых соединений необходимо контролировать по заходу ниппеля в муфту трубы и величине крутящего момента в соответствии с ТУ и инструкциями по эксплуатации каждого типоразмера труб и резьб.

Крутящий момент докрепления резьбового соединения обсадных труб буровыми ключами должен соответствовать таблице 13.

Таблица 13

Наименование	Условный диаметр, мм
Крутящий момент, Н.м	минимальный
максимальный

 

9.2.12 Для обсадной колонны применять уплотняющую резьбовую смазку согласно РД 39-0147585-201-00, например, П-1 (ТУ 13005298-002-96), УС-1 (ТУ 38-101440-74), Р-402 (ТУ 38-101708-78), лента ФУМ (ТУ 6-05-1388-76) и др.

9.2.13 Для качественного цементирования необходимо использовать технические средства для оснастки «хвостовика»:

- «стоп»-кольцо и обратный клапан конструкции Лениногорского УБР;

- жесткие центраторы типа ЖЦ конструкции «ТатНИПИнефть», рабочие чертежи Щ-33 (3) или пружинные центраторы отечественных конструкций;

- разъединительное устройство;

- башмачный патрубок с корончатым башмаком (ОСТ 26-02-227-71).

9.2.14 В связи недостаточным весом спуск первых 30 труб проводить на двух элеваторах. Остальные трубы спускать с использованием одного элеватора и пневматических клиньев буровой установки.

9.2.15 Для качественного центрирования «хвостовика» в стволе скважины установить жесткие центраторы ЖЦ конструкции «ТатНИПИнефть» в количестве:

- на последней трубе «хвостовика» не более чем на 1 м выше башмака обсадной колонны…………………………………………………………………..…….1

- выше вырезанного окна на 4-5 м…………………………………………...1

- выше кровли продуктивного пласта на 4 м……………………….……….1

- на каждой трубе продуктивного горизонта………………………………..2

- ниже подошвы продуктивного пласта на 4 м……………………………...1

- выше водоносного горизонта на 4 м……………………………………….1

- ниже водоносного горизонта на 4 м……………………………….……….1

Итого в среднем…………………………………………………………..…...8

9.2.16 После сборки «хвостовика» производится спуск колонны на бурильных трубах.

9.2.17 При достижении башмаком «хвостовика» интервала забуривания осуществляется промежуточная промывка в течение одного цикла.

9.2.18 Для предотвращения нарушения стенок скважин (поглощения растворов) и уменьшения давления на продуктивный пласт в связи с малыми кольцевыми зазорами скорость спуска колонны должна быть ограничена:

- при спуске в интервале зарезания бокового ствола……………… 0,2-0,8 м/с;

- в боковом стволе …………………………………………………… 0,1-0,5 м/с.

9.2.19 При спуске следить за количеством выхода бурового раствора из скважины, доливать в трубы буровой раствор.

9.2.20 В процессе спуска «хвостовика» промежуточные промывки производить через 300 м в колонне и через 150 м в открытом стволе скважины, в течение одного цикла. Промывку проводить с расхаживанием инструмента на длину квадрата, не оставляя без движения более 5 мин. Во избежание отворота разъединителя, спуск производить с расстопоренным крюком.

9.2.21 В процессе спуска «хвостовика» на разъединительном устройстве с левой резьбой категорически запрещается вращать бурильную колонну.

9.2.22 После спуска «хвостовика» до забоя скважины, разгрузкой колонны труб на 10-20 кН, отбить забой и установить башмак хвостовика согласно плану работ. Провести промывку скважины в течение двух циклов с расхаживанием инструмента на длину квадрата не оставляя без движения более 5 мин.

9.2.23 При осуществлении подвески и разгрузки «хвостовика» в эксплуатационной колонне с помощью клинового устройства, разгрузкой и натяжкой на вес «хвостовика» проверяется фиксация его клиновой подвеской.

9.2.24 Затем производится отсоединение бурильной колонны с «хвостовиком» путем ее вращения направо. При необходимости эту операцию можно выполнять после окончания цементирования.

9.2.25 После отсоединения установочного инструмента от «хвостовика» осуществляются затворение и закачка расчетного количества цементного раствора.

9.2.26 Процесс цементирования осуществляется с использованием комплектов продавочных пробок, обеспечивающих качество и надежность технологического процесса крепления, и раскрытие пакерующих элементов в случае эксплуатационного забоя БГС открытого типа (ПДМ, многопакерная система и т.п.), в соответствии с конструкциями применяемых технических средств и технологий.

9.2.27 После окончания цементирования посадочный инструмент поднимается до выхода из сальникового узла и скважина промывается выше головы «хвостовика» согласно плану работ.

После промывки скважины от цементного раствора приводится в действие (при наличии) пакерующий элемент подвески «хвостовика».

9.2.28 Цементирование «хвостовика» проводить по плану.

9.2.29 Перед закачкой цементного раствора, в случае промывки скважины буровым раствором на водной основе, в скважину закачать буферную жидкость на основе 2 %-ного водного раствора ТПФН (триполифосфат натрия) и 0,25%-ного раствора четвертичного амина в объеме, расчет которого производится в каждом конкретном случае. В случае применения бурового раствора на полимерной основе, в качестве буферной жидкости приготовить 2 %-ный водный раствор НТФ (нитрилотриметилфосфоновая кислота)

9.2.30 Процесс цементирования в зависимости от длины «хвостовика» выполняется двумя порциями тампонажных растворов:

- первая порция – тампонажный раствор, модифицированный поливиниловым спиртом (ПВС); плотность раствора 1750 ± 50 кг/ м³;

- вторая порция – пластифицированный с пониженной водоотдачей седиментационно-устойчивый тампонажный раствор плотностью 1850 ± 50 кг/ м³ (таблица 14).

Первая порция приготавливается затворением цемента на водном растворе ПВС и предназначена для образования на проницаемых участках ствола скважины тонкой плотной малопроницаемой цементной корки с целью их гидроизоляции.

 

Таблица 14 – Физико-механические свойства пластифицированного тампонажного раствора

Номер	Состав раствора, %	В/Ц	Плотность, кг/м^3	Растекае-мость, мм	Водоот-деление, мл	Прочность камня через 48 ч, МПа изгиб/сжатие	Загустевание за 90 мин, е.к. *	Условная водоотдача, см^3/30 мин	Сроки схватывания цемента, ч-мин
ПЦТ	Добавка
начало	конец
		-	0,5				3,14			7-15	8-15
		СаСl 2 -3	0,5			-	3,4			3-30	4-10
3**		ПВС – 0,5 ПГ***	0,5				3,5			5-40	7-40
		-	0,5				5,1			8-00	9-30
		С-ЗК - 0,15	0,45				4,6			-	-
		С-ЗК - 0,25	0,45				6,3			6-45	8-00
		С-ЗК - 0,3	0,425				6,6			6-15	7-25
		С-ЗК - 0,4	0,4				6,3			6-10	7-40
		С-ЗК - 0,5	0,425				4,6		69,5	7-50	9-20
* единица консистенции Бердена ** рецептура № 3 применяется для первой порции тампонажных растворов *** пеногаситель должен быть совместим с ПВС

 

 

Вторая порция – цементный раствор, модифицированный реагентом пластификатором типа С-ЗК, добавлением его в количестве 0,2-0,3 % от веса цемента в воду затворения. Водоцементное отношение при этом составляет 0,4-0,45.

Полученный цементный раствор седиментационно устойчив, безусадочен, с малой водоотдачей. Формируемый из него камень обладает повышенной прочностью. Пластифицированный цементный раствор применяется с целью исключения.

высоких давлений при цементировании «хвостовика» из-за малых зазоров между обсадными трубами и стенками скважины.

9.2.31 Объем продавочной жидкости рассчитать для контроля дохождения продавочной пробки до подвески «хвостовика», который укажет увеличение давления продавки на 3,0-4,0 МПа, необходимое для срезания штифтов подвесной пробки. С целью исключения гидравлического удара в этот момент необходимо снизить скорость продавки. После закачивания всего продавочного объема жидкости и получения давления «стоп», которое должно быть ниже давления опрессовки хвостовика на 10%, проверить срабатывание обратных клапанов снижением давления в нагнетательной системе до атмосферного и контролем объема отобранной продавочной жидкости в бункере ЦА-320. Снижение давления осуществлять со скоростью от 0,05 МПа/с до 7,5 МПа/с и далее снизить резко до нуля.

9.2.32 Способ отсоединения «хвостовика» от бурильного инструмента указывается в плане на спуск в зависимости от конструкции используемой подвески.

9.2.33 После отсоединения «хвостовика» обратной промывкой произвести срезку излишнего цементного раствора и приводится в действие пакерующий элемент подвески.

9.2.34 Поднять бурильный инструмент, скважину оставить на ОЗЦ в течение 48 ч.

9.2.35После ОЗЦ «хвостовика» в течение 48 ч, для оценки качества цементирования и определения высоты подъема тампонажной смеси за «хвостовиком», произвести ГИС радиоактивным цементомером ГГК, акустическим цементомером АКЦ, гамма - дефектомером, электротермометром, исходя из наличия приборов контроля внутри колонны малого диаметра.

9.2.36 После получения данных о хорошем качестве крепления, опрессовать колонну с представителем заказчика в соответствии с РД 39-0147585-232-01.

9.2.37 В скважинах с боковыми стволами или в скважинах, в которых произведено углубление забоя из колонны, крепление может быть произведено с использованием профильных перекрывателей.

Техническая характеристика используемого оборудования приведена в таблице 15.

Таблица 15- Техническая характеристика оборудования

 

Наименование составных частей оборудования, их параметры и размеры	Условное обозначение оборудования
для боковых стволов	для углубления забоя из башмака колонны
ОЛКС-124У	ОЛКС-144У	ОЛКС-146К	ОЛКС-168К
1 Профильный перекрыватель 1.1 Диаметр ствола скважины, мм
1.2 Наружный диаметр (по муфте), мм	112 ± 0,5	132 ± 0,5	118 ± 0,5	136 ± 0,5
1.3 Толщина стенки, мм	5 ± 0,2	5,3 ± 0,2	5 ± 0,2	5 ± 0,2
1.4 Длина перекрывателя в сборе, м, в пределах	40-350	40-350	16-50	16-50
1.5 Допустимая осевая нагрузка на перекрыватель при спуске его в скважину, кН, не более
1.6 Внутреннее избыточное давление при установке перекрывателя в скважине, МПа, не более
1.7 Внутренний диаметр перекрывателя после развальцовки, мм, в пределах			120-122	140-142
1.8 Осевая нагрузка при развальцовке профильных труб, кН, не более
2 Расширители	-	-	РРУ 124/132	РРУ 134/152
2.1 Наружный диаметр в транспортном положении, мм, не более: по шарошкам по корпусу	- -	- -
2.2 Максимальный диаметр в рабочем положении, мм	-	-
Продолжение таблицы 15
2.3 Перепад давления в расширителе для выхода шарошек в рабочее положение, МПа, в пределах	-	-	5-7	5-7
2.4 Осевая нагрузка при расширении ствола скважины, кН, не более	-	-
2.5 Длина, мм, не более	-	-
2.6 Масса, кг, не более	-	-

 

9.2.38 Технология крепления боковых стволов профильными перекрывателями осуществляется по специальному плану, составленному институтом «ТатНИПИнефть» на основании РД 39-0147585-165-98.