Бурение боковых стволов с применением клин – отклонителя конструкции татнипинефти

 

6.1 Эксплуатационную колонну в интервале установки отклонителя, а также на 5 м выше и на 5 м ниже установки отклонителя очистить гидромеханическим скребком ГМС или расширителем РРУ 116/132 конструкции «ТатНИПИнефть».

6.2 Собрать отклонитель (рисунок 2) на устье скважины в следующей последовательности. Спустить якорь отклонителя в скважину и установить на элеватор. В проточку якоря установить уплотнительное резиновое кольцо, предварительно растянув его так, чтобы оно за счет упругости удерживалось в проточке, но не имело лишнего периметра и не создавало петель и изгибов. Уплотняемую поверхность и кольцо смазать машинным маслом. Затем из основания клина вывинтить технологическую шпильку и крепежные штифты. Краску на уплотняемой поверхности снять бензином или шлифовальной бумагой. Проверить целостность заходной фаски и, при необходимости, поправить напильником. Смазать машинным маслом. Поднять отклонитель на элеваторе, который установить на переводнике обратного клапана. Соединить их между собой так, чтобы маркировочные цифры совпали. Закрепить штифты

6.3 При необходимости ориентации отклонителя по азимуту в компоновку низа бурильной колонны включить специальный переводник одной из имеющихся в наличии телесистем. После закрепления переводника телесистема ориентируется относительно направления «ложка» клина, положение которого определяется по риске на основании клина и на переводнике обратного клапана.

6.4 Собрать КНБК в следующей последовательности: клин –отклонитель, одна бурильная труба, переводник – ориентатор (при ориентированной установке клин–отклонителя), или реперный патрубок (при неориентированной установке) и на бурильных трубах спустить в скважину до интервала зарезания бокового ствола, не допуская посадок и резких срывов. Скорость спуска не более 0,25 м/с.

6.6 Геофизическими методами произвести ориентирование клин –отклонителя по азимуту и глубине. При этом интервал установки клина рассчитывается так, чтобы «голова» клин - отклонителя находилась на 2-3 м ниже колонной муфты, а «окно» на середине обсадной трубы.

6.7 Соединить ведущую трубу с бурильными трубами, не допуская проворота колонны бурильных труб.

6.8 Агрегатом ЦА-320М создать давление жидкости в колонне бурильных труб, равное 6 МПа. Разгрузить колонну бурильных труб на 50 кН и повысить давление до 10 МПа.

6.9 Сбросить давление до нуля и разгрузкой полного веса колонны бурильных труб (не более 200 кН) проверить надежность сцепления якоря отклонителя со стенкой эксплуатационной колонны.

6.10 Вновь поднять давление жидкости до 10 МПа, при этом должно произойти срезание штифтов. Если этого не произошло, то, поддерживая давление жидкости на уровне 10 МПа, натянуть колонну бурильных труб не более 90 кН и срезать штифты. Поднять бурильную колонну с кожухом.

6.11 Собрать КНБК: стартовая фреза, переводник, одна бурильная труба, две УБТ, остальное - СБТ. Спустить компоновку в скважину, не доходя 2 м до «головы» клин – отклонителя. Вызвать циркуляцию, включить ротор.

6.12 Доспустить стартовую фрезу до «головы» клин – отклонителя и произвести фрезерование колонны в следующем режиме: нагрузка - 5-9 кН, скорость вращения ротора - 45-48 об/мин, расход жидкости – 9-10 л/с. В таком режиме фрезеровать интервал 0-0,65 м считая от «головы» клин – отклонителя.

6.13 Проработать интервал четыре раза, промыть до полного выхода металлической стружки.

6.14 Поднять стартовую фрезу.

6.15 Собрать КНБК: первая оконная фреза, колонная фреза (калибратор), переводник, одна бурильная труба, 100 м УБТ, остальное - СБТ. Размеры элементов компоновок, в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, указаны в таблице 4.

6.16 Спустить компоновку в скважину, не доходя 2 м до «головы» клин – отклонителя. Вызвать циркуляцию, включить ротор.

6.17 Произвести фрезерование колонны в интервале от 0 до 3 м, считая от «головы» клин – отклонителя в три этапа.

 

 

Таблица 4 - Необходимые размеры элементов компоновок при зарезании бокового ствола с использованием клин - отклонителя

конструкции ТатНИПИнефти

В миллиметрах

 

Диаметр обсадной колонны	Диаметр клина-отклонителя, не более	Диаметр стартовой фрезы	Диаметр первой оконной фрезы	Диаметр колонных фрез	Диаметр второй оконной фрезы	Диаметр УБТ	Диаметр СБТ	Диаметр долота	Диаметр калибратора	Диаметр забойного двигателя	Диаметр центратора
	122,0	119,0	122,0	126,0	126,0
	142,0	140,0	146,0	146,0	146,0

Первый этап – проработать интервал работы стартовой фрезы 0-0,65 м в следующем режиме: нагрузка - 4,5-5,0 кН, скорость вращения ротора – 60 об/мин, расход жидкости – 9-10 л/с.

Второй этап – интервал 0,65-2,1 м фрезеровать в следующем режиме: нагрузка – 20-30 кН, скорость вращения ротора – 80 об/мин, расход жидкости – 9-10 л/с.

Третий этап – интервал 2,1-3,0 м фрезеровать в следующем режиме: нагрузка – 30-60 кН, скорость вращения ротора – 45-60 об/мин, расход жидкости – 9-10 л/с.

6.18 Поднять компоновку инструмента.

6.19 Собрать КНБК: вторая оконная фреза, колонная фреза (калибратор), переводник, 100 м УБТ, остальное – СБТ (размеры согласно таблице 4).

6.20 Спустить компоновку в скважину, не доходя 2 м до «головы» клин – отклонителя. Вызвать циркуляцию, включить ротор.

6.21 Произвести фрезерование колонны в интервале от 0 до 6 м, считая от «головы» клин – отклонителя в три этапа.

Первый этап – проработать интервал от 0 до 3 м в следующем режиме: нагрузка – 5,0-9,0 кН, скорость вращения ротора – 80 об/мин, расход жидкости – 9-10 л/с.

Второй этап – интервал от 3 до 4 м фрезеровать в следующем режиме: нагрузка - 20-30 кН, скорость вращения ротора – 80 об/мин, расход жидкости – 9-10 л/с.

Третий этап – интервал от 4 до 6 м фрезеровать в следующем режиме: нагрузка – 10,0-20,0 кН, скорость вращения ротора – 80 об/мин, расход жидкости – 9-10 л/с.

6.22 При снижении проходки, на любом интервале «окна», разрешается увеличивать нагрузку на фрезы до 150 кН.

6.23 Промыть забой до прекращения выхода металлической стружки. Контроль осуществляется визуально путём просмотра сетки вибросит.

6.24 Поднять компоновку инструмента.

6.25 Качество очистки скважины от металлической стружки проверяется спуском магнитного фреза. Диаметр магнитного фреза должен соответствовать диаметру долота (согласно таблице 4), которым будет буриться боковой ствол.

6.26 После очистки забоя от металлической стружки собрать компоновку: долото, 100 м УБТ, бурильные трубы (размеры согласно таблице 4).

6.27 Пробурить скважину до проектного забоя. Промыть скважину в течение двух циклов.

6.28 Отработку долот производить согласно паспортным данным и ГТН.

6.29 При очередном спуске бурильной колонны на бурение за 8-10 м до забоя необходимо проходить с промывкой и вращением ротора или с работающим забойным двигателем. Во избежание забуривания второго ствола ВЗД сориентировать по кривизне с помощью системы MWD.

6.30 Во избежание «затирания» долота при роторном бурении непрерывно следить за давлением на устье скважины и выходом циркуляции промывочной жидкости. При этом через каждые 0,5 ч приподнимать бурильную колонну с промывкой на 5-6 м и с вращением вновь доходить до забоя.

6.31 После спуска нового долота необходимо произвести его обкатку и выйти на рабочий режим согласно паспортных данных.

6.32 В процессе бурения избегать неравномерной подачи долота.

6.33 После достижения проектного забоя скважины произвести геофизические исследования согласно проекту на строительство скважины.

6.34 При использовании клин-отклонителей других конструкций установку осуществлять согласно инструкции на их применение.