Забурювання бічних стволів

З метою забезпечення виведення свердловин з недіючого фонду на завершальних стадіях розробки, а також за технічної неможливості або економічної нерентабельності існуючими методами ліквідувати аварію або провести РІР забурювання бічного ствола. p align="justify"> Виробництво робіт виконується за індивідуальним планом робіт на забурювання БС зі свердловини, в основу якого повинні бути покладені техніко-технологічні рішення проектних документів на розробку родовища та з урахуванням поточного стану структури залишкових запасів нафти.

Основні етапи робіт із забурювання БС:

- Вибір свердловин для забурювання необхідної кількості БС;

- Вибір інтервалу вирізування «вікна» в експлуатаційній колоні;

- Розрахунок траєкторії БС;

- Вирізання «вікна» в експлуатаційній колоні;

Технологічна послідовність операцій при забурюванні БС свердловини зазвичай така:

• шаблонування та вибір інтервалу в колоні для вирізки вікна;

• встановлення цементного моста (опори);

• очищення скребком внутрішньої поверхні обсадної колони під якір в інтервалі установки клина-відхиляча;

• спуск та кріплення клина-відхиляча в обсадній колоні;

• спуск райбера та вирізка «вікна» в колоні (вибір глибини вирізки «вікна» в колоні здійснюється з урахуванням конструкції свердловини, характеру залягаючих порід, технічного стану колони тощо);

• забурювання бокового ствола свердловини з набором заданої за проектом кривизни;

• проведення комплексу геофізичних робіт (за потреби);

• опрацювання другого ствола (розширення) перед спуском обсадної колони-хвостовика;

• спуск, цементування, опресування колони-хвостовика в бічному стовбурі свердловини;

• перфораціяколони-хвостовика (якщо планом не передбачено монтаж фільтра в колоні);

• освоєння продуктивного пласта.

Бічні стовбури на нафтових родовищах намічаються до забурювання зі свердловин, обсаджених експлуатаційними колонами діаметром 139, 146 і 168 мм. Для них рекомендуються труби потайних колон (хвостовиків) діаметрами відповідно 88,9; 101,6 та 114 мм.

Бічний ствол може бути представлений такими варіантами конструкції експлуатаційного вибою:

• відкритого типу з частковим чи повним перекриттям продуктивного горизонту щілинними фільтрами;

• відкритого типу зі спуском щілинних фільтрів та манжетним цементуванням БС;

• закритого типу із суцільним цементуванням хвостовика, включаючи інтервал горизонтальної ділянки.

Конструкція відкритого типу передбачає встановлення пакера або пакера-манжети та манжетне цементування. При конструкції експлуатаційного вибою закритого типу здійснюється суцільне цементування хвостовика в один щабель.

Закінчення БС передбачає кріплення пробуреного ствола хвостовиком з підвіскою його в експлуатаційній колоні основного ствола на спеціальному клиновому пристрої з пакером. Верх хвостовика повинен знаходитися в експлуатаційній колоні основного ствола вище зони фрезерування не менше ніж на 20 м. Для підвіски та оснащення хвостовиків застосовується відповідне обладнання.

У разі відкритого експлуатаційного вибою хвостовик включає:

• другий зворотний клапан;

• пакер із муфтою манжетного цементування або пакер-манжету;

• фільтр щілинний (перфорований);

• черевик. У разі закритого експлуатаційного вибою конструкція хвостовика

• другий зворотний клапан;

Після опрацювання стовбура свердловини таскладання хвостовика разом з посадковим пристроєм та роз'єднувачем проводиться спуск колони на бурильних трубах. При досягненні черевиком хвостовика інтервалу забурювання здійснюється проміжне промивання. При досягненні необхідної глибини (вибою) здійснюються підвіска та розвантаження хвостовика в експлуатаційній колоні за допомогою клинового пристрою. Розвантаженням та натяжкою на вагу хвостовика перевіряється фіксація його клинової підвіски. Потім провадиться роз'єднання бурильної колони з хвостовиком шляхом її обертання. Манжетний вузол інсталяційного інструменту знаходиться всередині вирви хвостовика до закінчення процесу цементування. У разі потреби цю операцію можна виконувати після закінчення цементування.

Процес цементування здійснюється з використанням комплектів продавочних пробок, що забезпечують якість і надійність технології.

ного процесу кріплення та розкриття пакеруючих елементів у разі експлуатаційного вибою БС відкритого типу відповідно до інструкцій застосовуваних технічних засобів та технологій. Після закінчення цементування посадковий інструмент піднімається до виходу з манжетного вузла, приводиться в дію елемент, що пакерує, механічного пакера хвостовика, свердловина промивається вище верху хвостовика зворотною циркуляцією, тобто. проводиться «зрізання» цементного розчину, щоб уникнути його затвердіння, що спричинить необхідність його подальшого розбурювання.

Експлуатаційна колона випробовується на герметичність опресов-кою з попередньою заміною бурового розчину технічною рідиною. Колона вважається герметичною, якщо протягом 30 хвилин тиск опресовки знизився не більше ніж на 5 кг/см 2 .

Присутність представника замовника під час опресування обов'язкова.

Після спуску, підвіски такріплення хвостовика проводиться розбурювання елементів його оснастки (при необхідності - розбурювання черевика). Здійснюється необхідний комплекс геофізичних досліджень, після чого проводиться підготовка до вторинного розтину пласта. Вторинне розтин пласта виробляється малогабаритними перфораторами типу ПРК-42С, ПРК-54С, ПКТ-50, ПКТ-73 на «гнучкій трубі» або на НКТ, жорсткому геофізичному кабелі. Освоєння свердловини (другого ствола) проводиться за звичайною методикою.

Роботи із забурювання бічних стволів свердловин можуть виконуватися як з бурових установок, так і за допомогою пересувних підйомних агрегатів.

Вантажопідйомність талевої системи залежить від глибини забурювання бічного стовбура свердловини і коливається від 75 і більше тонн.

Для орієнтування бокового ствола при бурінні широко використовуються телеметричні системи зарубіжного та вітчизняного виробництва.

При забурюванні бокового ствола використовуються інструменти:

• контрольно-вимірювальні прилади (манометри, індикатори ваги та ін.);

• пробка-міст (замість встановлення цементного моста).

---