Материал: Григорян, Н. А. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров

бурения наклонных скважин уменьшенных диаметров, отсутствия учета особенностей турбобуров Т12М1-65/8/7 и Т12МЗ-71/2,/, трех­ шарошечных долот диаметром 214 и 190 мм, уменьшения зазора между стенкой скважины и бурильной колонной и т. д.

Первая попытка бурения наклонной скважины 214-мм долотом с применением турбобура Т12М1-65/8" была сделана в 1957 г. на площади банки Дарвина (скв. 186), но оказалась неудачной.

Начиная с 1959 г., когда стали применять укороченные до 5,5-ь6 м турбобуры Т12М1-65/8" без верхнего переводника на пло­ щадях банка Дарвина и Артем-море, успешно бурят наклонные скважины 214-мм долотом. С 1961 г. здесь осуществляется эксплу­ атационное бурение только долотами уменьшенных диаметров. Конструкция скважин одноколонная, направление диаметром 299 или 273 мм спускается на глубину 50ч-100 м, а 146-мм эксплуата­ ционная колонна— до проектной глубины (до 1800 м).

На участке набора кривизны и изменения направления ствола наклонной скважины применяется следующая компоновка низа бурильной колонны: 214-мм трехшарошечное долото, укороченный

менение укороченных турбобуров Т12М1-65/8// без шейки, со специ­ альным жестким переводником и переделанным шпинделем от турбобура диаметром 8", позволившего отказаться от переходного переводника между долотом и шпинделем турбобура, увеличение угла перекоса осей резьб 178-мм кривого переводника от 2° до 3°),

турбобуром Т12М1-65/8" д л и н о й 5,5 м и 114-мм бурильными тру­ бами. Одиако результаты оказались неудовлетворительными. При спуске бурильной колонны появились посадки, а при подъеме — затяжки; вследствие зависания колонны не удавалось осуществить относительно равномерную подачу инструмента, что снижало по­ казатели работы долот. Кроме того, интенсивность искривления ствола значительно упала вследствие меньшей боковой фрезерую­ щей способности 190-мм трехшарошечных долот, уменьшения за ­ зора между корпусом турбобура и стенкой скважины и прогиба

турбобура вследствие большей жесткости 178-мм кривого перевод­ ника.

Для предотвращения указанных отрицательных явлений разра­ ботали следующие мероприятия: улучшили механическую очистку промывочной жидкости от частиц выбуренных пород путем при­ менения сито-конвейеров и гидроциклонов; в интервале бурения без отклонителя проводили периодическую промывку; обтачивали ниппель укороченного турбобура Т12М1-65/8"; применяли 146-мм кривой переводник с УБТ диаметром 146-мм и длиной 10-ь 12 м.

Практика проходки наклонных скважин уменьшенных диамет­ ров показала, что при бурении на прямой трубе 190-мм долотом интенсивность падения угла искривления ствола меньше (1—2° на 100 м проходки), чем при бурении 214-мм долотом (4-ь5° на 100 м проходки). Это обстоятельство играет важную роль в деле сокра­ щения интервала бурения с отклонителем в случае бурения 190-мм долотом. Однако интенсивность искривления ствола при работе 5,5-мм укороченным турбобуром Т12М1-65/8" с 190-мм долотом оказалась меньше, чем с 214-мм. Поэтому для ее увеличения на­ чали применять укороченные турбобуры Т12М1-65/8" меньшей длины (4,1—4,5 м вместо 5,5 м) с 190-мм долотом. Это увеличило интенсивность искривления ствола (2-ь4° вместо 1-ь2° на 10 м про­ ходки) .

В процессе проводки ряда наклонных скважин уменьшенных диаметров турбобуры TC4-65/s" использовали с металлическим стабилизатором. При этом была достигнута стабилизация угла искривления скважины. Кроме того, здесь испытали стабилиза­ торы новой конструкции, предложенные Н. X. Бабаевым, М. К. Се- ид-Рза и А. А. Рзаевым. Эти стабилизаторы состоят из корпуса и четырех съемных вкладышей, которые вставляются в специально вырезанные продольные пазы на корпусе. На верхнем конце корпуса нарезается цилиндрическая резьба, с помощью которой стабилизатор ввинчивается в ниппель турбобура. Для этого на ниж­ нем конце ниппеля турбобура нарезается внутренняя цилиндриче­ ская резьба. С использованием данного стабилизатора при про­ ходке ряда наклонных скважин с помощью турбобура ТС4-65/в// стабилизировались угол и азимут искривления ствола. В необхо­ димых случаях применением съемных вкладышей большей тол­ щины этот стабилизатор можно использовать в качестве отклони­ теля для увеличения угла искривления ствола наклонной сква­ жины в направлении ее фактического азимута.

Переход к бурению наклонных скважин уменьшенных диамет­ ров способствовал значительному улучшению технико-экономиче­ ских показателей строительства скважин на морских площадях банка Дарвина и Артем-море. Так, по сравнению с проходкой на­ клонных скважин 295, 269 и 243-мм долотами коммерческая ско­ рость бурения наклонных скважин уменьшенных диаметров уве­ личилась: при бурении 214-мм долотом соответственно на 44, 12 и 8%, а при бурении 190-мм долотом — соответственно на 89, 46 и

212

41%. Себестоимость 1 м проходки по сравнению с проходкой сква­ жин 295, 269 и 243-мм долотами уменьшилась: в случае бурения 214-мм долотом соответственно на 21, 12 и 9%, а 190-мм доло­ том — на 36, 29 и 26 % [22].

На месторождении Нефтяные Камни бурение наклонных сква­ жин уменьшенного диаметра начато с 1959 г. Здесь оно осуществ­ ляется лучшим сочетанием долота и турбобура (214-мм долото и турбобур диаметром 742"), что позволяет увеличить вращающий момент в процессе углубления и отклонения скважины.

В геологическом отношении этот район весьма сложен и харак­ теризуется наличием как высоконапорных и нефтегазоводонасы­ щенных объектов, так и трещиноватых поглощающих пластов. Наличие такого разнообразия геологических осложнений плюс морские условия вызывают в процессе бурения скважины немало трудностей. Ввиду отсутствия опыта бурения наклонных скважин уменьшенного диаметра при переходе к бурению 214-мм долотами имело место увеличение времени борьбы с осложнениями, связан­ ными с поглощениями глинистого раствора. При этом значитель­ ные затраты материалов на приготовление и химобработку раство­ ров, а также на проведение тампонажных работ привели к росту себестоимости метра проходки на 24—28% и снижению коммер­ ческой скорости бурения на 15—20% [35].

Все это является результатом того, что в процессе бурения 214-мм долотом и турбобурами диаметром 71/2" кольцевой зазор значительно меньше, а в процессе спуска инструмента, восстанов­ ления циркуляции, проработки гидродинамическое давление воз­ растает, что приводит к поглощению раствора, а в ряде случаев к гидроразрыву пластов и уходу раствора.

Известковая обработка глинистого раствора, применение гуматного порошка, совершенствование системы механической очи­ стки глинистого раствора от выбуренной породы с помощью ситоконвейеров, установление предельных скоростей спуска колонны с учетом градиента давления разрыва пластов, проведение проме­ жуточных промывок при наличии поглощающих объектов, а также изоляционных работ цементом и гельцементом с инертными напол­ нителями (бурым углем, древесными опилками и т. д.) позволили снизить время борьбы с поглощениями, глинистого раствора при одновременном увеличении удельного веса проходки 214-мм доло­ том в общем объеме бурения.

Число скважин на площади Нефтяные Камни, проводимых с одного куста, доходит до 20-ь24. При сравнительно небольших глубинах скважин приходится иметь большие отклонения забоев от вертикали, участок набора кривизны здесь в основном приуро­ чивается к интервалу бурения под промежуточную колонну. Для этого применяется следующая компоновка низа бурильной ко­ лонны: 346 или 394-мм долота, турбобур Т12МЗ-9", кривой пере­ водник с углом перекоса осей резьб 2° 30'—3° 15', 178-мм УБТ длиной 18-ь24 м и 140-мм бурильные трубы.

213

Для ориентирования отклонителя с помощью забойного инкли­ нометра ЗИ-1М в эту компоновку между кривым переводником и УБТ включается диамагнитная труба из аустенитовой стали дли­ ной 6—7 м. Начиная с 1965 г. в качестве диамагнитных труб ис­ пользуются легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ), изготовлен-, ные из сплава Д16Т, для проведения инклинометрических замеров без подъема бурильной колонны из скважины [69]. Для этого ЛБТ диаметром 147 мм и длиной 72 м устанавливается между УБТ и 140-мм стальными бурильными трубами.

В процессе бурения под эксплуатационную колонну отклоняю­ щая компоновка состоит из 214-мм долота, турбобура Т12МЗ-7'/2// с резиновым эксцентричным ниппелем, ЛБТ диаметром 147 мм и длиной 72 м, стальные бурильные трубы диаметром 140 мм. При бурении участков стабилизации, малоинтенсивного увеличения или уменьшения угла искривления ствола применяется следующая компоновка низа бурильной колонны: долото диаметром 214 мм, турбобур Т12МЗ-77г" или ТС5Б-7 72" (при необходимости со ста­ билизатором на корпусе), УБТ диаметром 178 мм и длиной 12-=- 24 м, ЛБТ диаметром 147 мм и длиной 72 м, 140-мм стальные' бурильные трубы.

В случае бурения под промежуточную колонну применяются резиновые стабилизаторы кривизны, а в случае бурения под экс­ плуатационную колонну металлические.

Практика проходки наклонных скважин на месторождении Нефтяные Камни показала, что при бурении 214-мм долотом с турбобуром ТС5Б-77г" тенденция к естественному искривлению на вертикальных участках ствола, а также интенсивность снижения угла искривления в случае работы без отклонителя на наклонных

метра на Нефтяных Камнях способствовал снижению себестоимо­ сти буровых работ, несмотря на то что средняя глубина скважин уменьшенного диаметра несколько возросла. Широкое применение ЛБТ в качестве диамагнитных труб позволило сократить количе­ ство рейсов с отклонителем, улучшить отработку долот, качество проходки и технико-экономические показатели бурения наклонных скважин.

жин 190-мм долотами с турбобурами 65/s,/ и 114-мм бурильными трубами буровики Ишимбая осуществили в 1959 г. при разведке Мусинского газоконденсатного месторождения. Здесь в процессе бурения разведочной скв. 3 до глубины 1866 м оказалось, что она «сухая». Поэтому для продолжения разведки данной скважины

214

последовательно пробурили дополнительно четыре наклонных ствола соответственно с забоями 2119, 2001, 2094 и 2024 м.

Первоначальное искривление ствола, а также регулирование угла и азимута искривления скважины производятся при помощи следующей компоновки низа бурильной колонны: 190-мм долото,

12 м и 114-мм бурильные трубы. Практика работы указанной ком­ поновкой показывает, что она обладает большой отклоняющей способностью.

После набора угла искривления скважины 35ч-51° далее бурят на прямой трубе секционным турбобуром ТС4-65/8" и используют УБТ. Применение секционного турбобура ТС4-65/8" после работы короткого турбобура Т12МЗ-65/8" не привело к заметным затяжкам

ипосадкам колонны при производстве спуско-подъемных операций.

Впроцессе бурения на прямой трубе во всех дополнительных стволах наблюдалась устойчивость азимутального направления. Это объясняют тем, что малый зазор между стенками скважины и корпусом турбобура, а также замками бурильных труб обеспечи­

вает самоцентрирование бурильной колонны в стволе скважины. В сохранении устойчивого азимутального направления допол­ нительных стволов многозабойной скв. 3 немаловажное значение имело то обстоятельство, что углы искривления их были доведены до значительных величин, которые превышали критические значе­

чаев такая интенсивность искривления ствола вызывает затруд­ нения при спуске колонны для бурения без отклонителя. Для уменьшения интенсивности искривления ствола они предлагают использовать кривой переводник с меньшим углом перекоса осей резьб (1,5—2° вместо 3°) или же вводить в компоновку непосред­ ственно под отклонитель УБТ. На наш взгляд, было бы более эф­ фективно вместо введения УБТ под отклонитель несколько увели­ чить длину малогабаритного турбобура, т. е. применять вместо короткого турбобура укороченный. Это позволит в результате уве­ личения количества турбинок улучшить энергетические параметры турбобура и повысить показатели работы долот.

По данным Д. Миронова, бурение наклонных скважин на пло­ щади Туймазы 190-мм долотом и турбобурами диаметром 65/8" начато в 1960 г. Первая попытка зарезки ствола скважины ука­ занным сочетанием долота и турбобура была сделана в 1957 г., но оказалась безуспешной. Проходка наклонных скважин умень­ шенного диаметра здесь осуществляется в двух вариантах.

При проходке скважины по первому варианту первоначальное искривление ствола и набор необходимой кривизны осуществля­ ются в случае бурения под кондуктор 295-мм долотом, турбобуром Т12МЗ-9", кривым переводником с углом перекоса осей резьб 3°

215