Забуривание дополнительного наклонного ствола

В зависимости от технологии вырезания эксплуатационной колонны и проектного профиля выбирается тип КНБК.

До начала забуривания для обеспечения контроля процесса забуривания нового ствола по шламу буровой раствор меняется или тщательно очищается.

В случае фрезерования обсадной колонны на технической воде переход с воды на глинистый буровой раствор осуществляется через колонну бурильных труб с долотом, спущенных в скважину до забоя. Спуск УБТ или забойных двигателей для перехода на буровой раствор запрещается.

В зависимости от условий проводки скважины рекомендуется ввод в буровой раствор смазывающих добавок.

Выбрать и собрать ориентируемую КНБК с использованием винтового забойного двигателя.

4.2 Бурение скважины

Технология проводки скважины в Нефтекамском УБР

В 2012 году бурение скважин проводилось на Николо-Берёзовской, Львовской, Тепляковской, Орьебашевской, Арланской, Гареевской, Воядинской, Сухоязской, Югомашевской, Барьязинской, Ново-Казачинской, Саитовской, Крыловской площадях.

Бурение под направление Ø 324 мм:

Бурение производится долотами Ø 393, 7 мм роторным способом глинистым раствором плотностью 1, 22-1, 25 г/см³.

Средняя глубина спуска направления – 50 метров. Подача насоса У8-6МА2 при цилиндровых втулках Ø 200 мм составляет 45, 9 л/сек.

Давление на стояке – 30-40 атм.

Бурение под кондуктор Ø 245 мм:

Бурение осуществляется долотами Ø 295, 3 мм в сочетании с 3-х секционным турбобуром 3ТСШ1- 240 и турбинным отклонителем ТО2 с промывкой глинистым раствором с той же плотностью и стой же производительностью насоса У8-6МА2, что и при бурении под 324 направление.

Осевые нагрузки на долота- до 20 тн.

Давление на стояке до 100 атм.

Глубина бурения под кондуктор – 250-450 м.

Бурение под эксплуатационные колонны Ø 146, 168 мм:

Бурение под 146 и 168 мм эксплуатационные колонны производится долотами Ø 215, 9 мм с промывкой технической водой, а при вскрытии продуктивных пластов – глинистым, полимер-солевым, полигликолевым, полисахаридным растворами. Интенсивность промывки 32-38 л/сек при цилиндровых втулках насоса У8-6МА2 170 и 180 мм. Применяемые компоновки низа бурильных колонн №9, 11, 15 и 16. Осевые нагрузки на долота – до 22 тн. Давление на стояке 80-120 атм. Основные типоразмеры применяемых забойных двигателей: 3ТСШ1- 195 в двух- или трехсекционном исполнении, ШО1-195, Д2-195, Д5-195, ДВР3-176.

Бурение из под башмака 146 мм эксплуатационной колонны производится долотами Ø 124 мм роторным способом или винтовыми двигателями Д-105, Д-106 с промывкой глинистым, полимер-солевым, полигликолевым, полисахаридным растворами. Насос У8-6МА2 цилиндровые втулки 130 мм. Давление на стояке 70-80 атм. Осевые нагрузки на долото 5-6 тн. В единичных случаях для бурения под 102 мм «хвостовик» устанавливается насос НБ-125 с цилиндровыми втулками Ø 115 мм. Интенсивность промывки при этом составляет 9-9, 5л/сек.

В горизонтальных скважинах бурение под 114 мм «хвостовик» из под башмака 168 мм эксплуатационной колонны производится долотами Ø 142, 9 мм в компоновке с объёмными двигателями Д-105 Д-106, а также инструктивно изменённые эти же двигатели применяются отклонители кустарного (ОВУШ-105) и заводского изготовления (ШОР-105, ШОР-106, ДР-106), позволяющие набирать зенитный угол до 8⁰ на 10 метров проходки. Интенсивность промывки такая же, что и при бурении под 102 мм «хвостовик». Осевые нагрузки на долота 8-10 тн.

Бурение скважин малого диаметра:

Бурение под направлениеØ 245 мм производится долотами 295, 3 мм в сочетании с двухсекционным турбобуром №ТСШ1-240 (КНБК №6) с промывкой глинистым раствором плотностью 1, 22 -1, 25 г/см³. Глубина спуска направления – 50-100 м. Производительность насоса У8-6МА2 при диаметре цилиндрических втулок 200 мм составляет 45, 9 л/сек. Давление на стояке 50-60 атм.

Бурение под кондуктор Ø 178 мм производится долотами Ø 215, 9 мм в сочетании с двухсекционными турбобурами 3ТСШ1-195 и ШО1-195 с промывкой глинистым раствором плотностью 1, 22 -1, 25 г/см³. Производительность насоса У8-6МА2 – 29-37 л/сек (диаметр цилиндрических втулок 170 или 180 мм). Давление на стояке 90-110 атм. Осевые нагрузки на долота – 9-12 тн.

Бурение под 114 мм колонну осуществляется долотами Ø 155, 6 мм с промывкой технической водой и в продуктивных отложениях с промывкой полимер-солевым или глинистым растворами плотностью 1, 16-1, 2 г/см³ в сочетании с объёмными двигателями Д1-127 или ДР-127. Осевая нагрузка на долота до 10 тн. Подача насоса У8-6МА2 до 17 л/сек при Ø втулок 130 мм.

Бурение боковых наклонных стволов:

Бурение боковых наклонных стволов из нерентабельных скважин производится с буровых установок А-60/80 и АРБ-100 долотами Ø 142, 9; 124 и 85 мм в сочетании с винтовыми двигателями Д-106, Д-105, ШОР-106, ДР-106 на бурильных трубах Ø 73 и 60, 3 мм. Промывка осуществляется от насоса НБ-125 и НБТ-235/40. в качестве промывочной жидкости применяется: техническая вода, полимер-солевой, полигликолевый, полисахаридный растворы плотностью соответственно 1, 16-1, 20 г/см³, 1, 05-1, 10 см³ и 1, 02-1, 05 см³. Режим промывки составляет 9, 5-12 л/сек цилиндровых втулках насоса НБ-125 соответственно 115 и 127 мм и цилиндровых втулках 160 мм на насосе НБТ-235/40. Давление на стояке – 100-110 атм. Осевые нагрузки на долота Ø 124 мм – 5-6 тн, для долот Ø 142, 9 мм – 8-10 тн.

4.3 Крепление скважины

Дополнительный ствол скважины в зависимости от геолого-технических условий может быть оставлен открытым или обсажен эксплуатационной колонной (хвостовиком) диаметром 114, 3; 101, 6 или 89 мм. Новая эксплуатационная колонна - в виде «хвостовика» может быть подвешена и зацементирована в «старой» эксплуатационной колонне с помощью специальных устройств подвески и герметизации.

Обсадные трубы должны быть испытаны на давление опрессовки не менее 1, 5 P рабочего расчетного давления при цементировании скважины, но не более допускаемого согласно ГОСТ.

Обратные клапаны, подвеска «хвостовика», башмачный патрубок должны быть опрессованы на давление Р _опр=1, 5 Р _расч

В процессе спуска каждая труба должна шаблонироваться жестким двойным шаблоном, диаметр которого на 3 мм меньше внутреннего диаметра обсадной трубы, а длина не менее 150 мм.

Крутящий момент до крепления резьбового соединения обсадных труб ключом УМК в процессе спуска в скважину должен соответствовать табл. 3.

Таблица 3 -Крутящий момент до крепления резьбового соединения обсадных труб ключом УМК

В целях качественной герметизации резьбовых соединений целесообразно применять в процессе спуска «хвостовиков» уплотняющую резьбовую смазку (например, «П-1»-ТУ 13005298–002–96, с зарегистрированным товарным знаком).

Для качественного центрирования «хвостовика» в стволе скважины рекомендуется устанавливать жесткие центраторы ЖЦ в количестве и соотношениях согласно табл.5.

1 - на последней обсадной трубе «хвостовика» на 1 м ниже муфты;

1 - на последней обсадной трубе выше вырезанного «окна» на 4-5 м;

1 - выше кровли продуктивного пласта на 4 м;

2 - на каждой обсадной трубе в зоне продуктивного горизонта.

Скорость спуска «хвостовика» не должна превышать 1 м/с.

При спуске необходимо следить за количеством выхода бурового раствора из скважины и своевременно и регулярно доливать в трубы буровой раствор.

Таблица 4 - Диаметр долот и обсадных колонн

В процессе спуска «хвостовика» промежуточные промывки скважины проводить через 300 м в обсадной колонне и 150 м в открытом стволе скважины. Промывку проводить с расхаживанием инструмента на длину квадрата, не оставляя без движения более 5 мин.

После спуска «хвостовика» на забой скважины отбить забой и установить башмак «хвостовика». Провести промывку скважины в течение 1, 5-2 циклов с расхаживанием инструмента на длину квадрата, не оставляя без движения более 5 мин.

Таблица 5 - Устройство для спуска, подвески и герметизации «хвостовиков»

Верхняя часть «хвостовика» («голова») должна располагаться выше вырезанной части или «окна» на величину не менее 70 м.

В процессе спуска «хвостовика» на подвеске бурильных труб категорически запрещается вращать буровой инструмент.

Цементирование «хвостовика» проводится по специальному плану.

Способ отсоединения «хвостовика» от бурильного инструмента определяется в зависимости от конструкции используемой системы подвески и герметизации «хвостовика».

После отсоединения «хвостовика» обратной промывкой произвести срезку излишнего цементного раствора.

Поднять бурильный инструмент, скважину оставить на ОЗЦ в течение 24 часов.

После ОЗЦ для определения качества цементирования и разобщения пластов, высоты подъема тампонажной смеси за «хвостовиком» произвести ГИС радиоактивным цементомером ГГК, акустическим цементомером АКЦ, гамма–дефектомером, электротермометром.

После получения данных о хорошем качестве крепления опрессовать колонну.

4.4. Вскрытие продуктивного пласта

Проведение перфорации обсадной колонны. (см.п. XIV)

Перфорацию можно провести с помощью гидромеханического перфоратора табл. 6.

Заканчивание восстанавливаемых скважин может предусматривать спуск в зону продуктивного пласта заранее перфорированных обсадных труб диаметром 114мм, 101, 6 мм или 89 мм.

Для успешного Спуска обсадной колонны с перфорированным низом до намеченной глубины рекомендуется в фильтровой части колонны отверстия в трубах перекрывать жестко установленными полыми заглушками, которые крепятся за счет упругости материала или на резьбе.

Заглушки выполняются в виде стакана с внутренним диаметром не менее 10 мм, внутренняя полость может быть круглого вида или щелевидного сечения. Форма поперечного сечения внутренней полости заглушек и размеры щелей выбираются в зависимости от прочностной характеристики и гранулометрического состава пород коллектора.

Таблица 7 - Технические характеристики перфораторов

Конструкция фильтровой части обсадной колонны позволяет осуществить промывку ствола скважины через башмак колонны в процессе ее спуска.

Последующее сообщение фильтра с коллектором проводится механическим разрушением донышек заглушек.

Возможна установка в отверстия фильтровой части обсадной колонны магниевых заглушек, которые после спуска обсадной колонны разрушаются под воздействием кислоты.

4.5 Освоение скважины после окончания бурения

Освоение скважины с боковым стволом проводят по технологии свабирования или компрессорным методом. В первом случае снижают уровень жидкости в скважине за счет откачки её свабом, во втором - заменяют раствор на аэрированную жидкость. Работы проводятся с целью уменьшения противодавления на пласт, что приводит к вызову притока нефти и скважина осваивается.

5 Обязанности бурового мастера

Осуществляет руководство работами по проводке скважин. Организует и контролирует своевременное поступление на буровую инструмента и материалов в соответствии с требованиями технологии бурения. Организует и контролирует соблюдение бригадой требований проекта на строительство скважин. Внедряет методы хозяйственного расчета. Обеспечивает безаварийную эксплуатацию средств измерений. Обеспечивает соблюдение бригадой требований геолого-технического наряда, режимно-технологической карты и графика буровых работ. Обеспечивает выполнение буровой бригадой производственных заданий, полную загрузку и эффективное использование оборудования, экономное расходование материалов, снижение себестоимости бурения. Контролирует правильность эксплуатации бурового инструмента. Обеспечивает внедрение передовой технологии проводки скважин и оптимальных режимов бурения, механизации и автоматизации трудоемких процессов. Своевременно подготавливает производство, обеспечивает расстановку рабочих. Контролирует соблюдение технологических процессов, оперативно выявляет и устраняет причины их нарушения. Осуществляет мероприятия по предупреждению брака и повышению качества работ. Принимает участие в приемке законченных работ. Осуществляет формирование бригад. Обеспечивает организацию равномерной работы рабочих бригады. Координирует деятельность обслуживающих бригад. Устанавливает и своевременно доводит производственные задания рабочим, звеньям (бригадам) в соответствии с утвержденными графиками производства. Ведет установленную документацию о работе оборудования и бурового инструмента. Составляет заявки на материалы, инструмент и оборудование для бригады. Ведет учет материальных ценностей, принимает меры по обеспечению их сохранности, своевременному и правильному списанию. Осуществляет производственный инструктаж рабочих. Проводит мероприятия по выполнению правил охраны труда, пожарной безопасности, охране окружающей среды, технической эксплуатации оборудования и инструмента, а также контроль за их соблюдением. Содействует развитию совмещения профессий, расширению зон обслуживания и применению других прогрессивных форм организации труда. Вносит предложения о пересмотре норматива численности и расценок, а также о присвоении рабочим разрядов в соответствии с Единым тарифно-квалификационным справочником работ и профессий рабочих. Принимает участие в тарификации работ. Анализирует результаты производственной деятельности, контролирует расходование установленного фонда заработной платы. Обеспечивает правильность и своевременность оформления первичных документов по учету рабочего времени, заработной платы, простоев. Содействует распространению передового опыта. Обеспечивает правильное и эффективное применение систем заработной платы и премирования. Принимает участие в осуществлении работ по выявлению резервов производства, в разработке мероприятий по созданию благоприятных условий труда, повышению культуры производства, рациональному использованию рабочего времени. Контролирует соблюдение рабочими производственной и трудовой дисциплины, правил внутреннего трудового распорядка. Премирует в установленном порядке передовиков производства, а также представляет предложения о поощрении отличившихся рабочих бригады или привлечении к дисциплинарной ответственности за нарушение производственной и трудовой дисциплины. Обеспечивает соблюдение требований по охране недр. Осуществляет подготовку бурового оборудования к передаче вышкомонтажной бригаде и его прием после вышкомонтажных работ, подготовку площадки после завершения буровых работ. Принимает участие в аттестации рабочих мест по условиям труда.

Должен знать: нормативные правовые акты, другие руководящие, методические и нормативные материалы вышестоящих органов, касающиеся производственно-хозяйственной деятельности буровой бригады; технологию буровых работ; техническую характеристику бурового оборудования и инструмента, правила их эксплуатации и ремонта; причины возникновения геологических и технических осложнений, способы их предупреждения и ликвидации, а также правила оформления документации; методы технического нормирования, применяемые при бурении материалы и правила их хранения; действующие положения об оплате труда и формы материального стимулирования; экономику, организацию производства, труда и управления; правила и нормы охраны труда и пожарной безопасности.

Квалификационные требования. Высшее техническое образование и стаж работы на бурении скважин не менее 1 года или среднее специальное образование и стаж работы на бурении скважин не менее 3 лет.

6. Материалы собранные для дипломного проектирования

Конструкция скважины с боковым стволом

Геолого - технический наряд скважины с боковым стволом

Технико - экономические показатели РИТС, ЦИТС

КНБК для бурения скважины

Технические средства для контроля траектории наклонной скважины

Технические средства для реализации технологии бурения наклонной скважины

Особенности технологии бурения наклонной скважины

Список использованных источников информации

1. Вадецкий Ю. В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - 6-е изд., перераб. и доп. М.: Издательский центр " Академия", 2007. - 352 с.

2. Годовой отчет базовых НГДУ, НЭГБ

3. Дорошенко Е.В., Покрепин Б.В., Покрепин Г.В. Специалист по ремонту нефтяных и гаовых скважин.. - Волгоград: изд.дом " ИнФолио", 2009. - 288 с.

4. Закон РБ " Об охране труда в Республике Башкортостан" (газета " Советская Башкирия" от 24.11.93

5. Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте (РД 08–435–02). М.: Государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2002. Сер. 08. Вып. 7.

6. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов (РД 08–492–02). М.: Федеральное государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2004. Сер. 08. Вып. 8.

7. КЗоТ РФ.-М, " Приор", 1995.

8. Конституция РФ. - Москва, 1996.

9. Лозин Е.В. Разработка уникального Арланского нефтяного месторождения востока Русской плиты. - Уфа; БашНИПИнефть, 2012, - 704 с.

10. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение НТП в нефтяной промышленности. РД 39 – 01/06 – 0001 – 89.

11. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03). М.: Федеральное государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2004. Сер. 08. Вып. 4.

12. СП ННК -2010, оформление технической документации