Оборудование для бурения на обсадных трубах

 

 

3.2.1 Система верхнего привода

Система верхнего привода (СВП) в последнее время становится наиболее

популярным способом бурения нефтяных и газовых скважин. Этой системой

оборудуются как импортные, так и отечественные буровые установки. СВП яв-

ляются принципиально новым типом механизмов буровых установок, обеспе-

чивающих выполнение целого ряда технологических операций. В принципе

верхний привод представляет собой подвижной вращатель с сальником-

вертлюгом, оснащённый комплексом средств механизации СПО – силовой

вертлюг.

Силовой верхний привод буровых установок обеспечивает выполнение

следующих технологических операций:

− вращение бурильной колонны при бурении, проработке и расширении ствола

скважины;

− свинчивание, докрепление труб, как бурильных, так и обсадных;

− проведение спускоподъёмных операций с трубами, в том числе наращивание

колонны свечами и однотрубками;

− проведение операций по спуску обсадных колонн;

− проворачивание бурильной колонны при бурении забойными двигателями;

− промывку скважины и проворачивание бурильной колонны при СПО;

− расхаживание бурильных колонн и промывку скважины при ликвидации

аварий и осложнений.

Преимущества силового верхнего привода:

1. Экономия времени на наращивание труб при бурении. Наращивание

колонны бурильных труб свечой длиной 28 метров позволяет устранить каждые

два из трёх соединений бурильных труб.

2. Уменьшение вероятности прихватов бурильного инструмента. Силовой

вертлюг позволяет в любой необходимый момент времени при спуске или

подъёме инструмента элеватором в течение 2...3 минут соединить с колонной и

восстановить циркуляцию бурового раствора и вращение колонны, тем самым

предотвратить прихват инструмента.

3. Расширение (проработка) ствола скважины не только при спуске, но и

при подъёме инструмента.

4. Повышение точности проводки скважин при направленном бурении.

При использовании забойного двигателя-отклонителя для измерения угла

скважины свечу можно удерживать в заданном положении по всей длине свечи,

 

 

66

 

что приводит к лучшей ориентации колонны и меньшему числу контрольных

замеров.

5. Повышение безопасности буровой бригады. Возможность вести нара-

щивание свечой, а не одной трубкой, снижает число используемых соединений,

что уменьшает вероятность несчастных случаев.

6. Снижение вероятности выброса флюида из скважины через колонну.

Наличие механизированного сдвоенного шарового крана (превентора) позволя-

ет быстро перекрыть внутреннее отверстие в колонне, тем самым предотвра-

тить разлив бурового раствора при отсоединении ствола силового вертлюга от

свечи. Вся операция проводится бурильщиком без участия остальных членов

буровой бригады.

7. Облегчение спуска обсадных труб в зонах осложнений за счёт враще-

ния. Возможность вести спуск обсадной колонны с вращением и промывкой

обсадных труб при добавлении специального переводника для обсадных труб.

8. Повышение качества керна. Бурение на всю длину свечи без наращи-

вания одной трубкой улучшает качество керна, уменьшает число рейсов.

9. Обеспечение точного крутящего момента при свинчивании и докреп-

лении резьб. Использование электродвигателя постоянного тока или перемен-

ного с изменяющейся частотой даёт возможность получать точный и плавный

меняющийся вращательный момент докрепления для каждого соединения, что

увеличивает срок службы бурильной свечи.

Характеристики верхнего силового привода приведены в таблице 3.1.

 

Таблица 3.1 – Общие характеристики верхнего привода 250 HMI 475

 

Основные конструктивные элементы верхнего силового привода типа 250

HMI 475 приведены на рисунке 3.5.

 

67

Характеристика Значение Единица измерения Грузоподъёмность 250 Т Номинальная мощность 336 кВт Вес 3628 кг Активная длина 4390 мм Ширина 838 мм Максимальный крутящий момент 2847 Н*м Максимальная скорость вращения выходного вала 170 об./мин. Диаметр проходного отверстия 57 мм

 

 

Рисунок 3.5 – Верхний привод 250 HMI 475

 

 

Функции, выполняемые верхним приводом: захват трубы (колонны труб)

для подъёма; захват трубы (колонны труб) для свинчивания (развинчивания);

свинчивание (развинчивание) резьбовых соединений труб; соединение с напор-

ной магистралью (стволом) для промывки (очистки) скважины; бурение; уклад-

ка труб.

 

68

 

Подвижная часть силового привода состоит из вертлюга-редуктора, кото-

рый на штропах подвешен на траверсе талевого блока. На верхней крышке

вертлюга-редуктора установлен взрывозащищенный электродвигатель посто-

янного тока. Один конец вала электродвигателя через эластичную муфту со-

единён с быстроходным валом редуктора. На другом конце установлен диско-

колодочный тормоз. К корпусу вертлюга-редуктора крепится рама, через кото-

рую блоком роликов передаётся крутящий момент на направляющие и с них –

на вышку.

Между талевым блоком и вертлюгом-редуктором установлена система

разгрузки резьбы, обеспечивающая автоматический вывод резьбовой части

ниппеля замка бурильной трубы из муфты при развинчивании и ход ниппеля

при свинчивании замка. При этом исключается повреждение резьбы.

Трубный манипулятор под действием зубчатой пары с приводом от гид-

ромотора может разворачивать элеватор в нужную сторону: на мостки, на шурф

для наращивания или в любую другую сторону при необходимости.

Трубный зажим служит для захвата и удержания от вращения верхней

муфты трубы во время свинчивания (развинчивания) с ней ствола вертлюга.

Между ниппелем и стволом вертлюга навёрнут ручной шаровой кран для

перекрытия внутреннего отверстия ствола вертлюга. Для оперативного пере-

крытия отверстия ствола вертлюга перед отводом установлен внутренний пре-

вентор (двойной шаровой кран), который одновременно служит для удержания

остатков промывочной жидкости после отвинчивания бурильной колонны.

Вертлюжная головка служит для передачи рабочей жидкости с невра-

щающейся части системы верхнего привода на вращающуюся часть и позволя-

ет не отсоединять гидравлические линии, когда трубный манипулятор вращает-

ся с бурильной колонной при бурении, при проработке скважины или позицио-

нировании механизма отклонения штропов элеватора.

Система отклонения штропов предназначена для отвода и подвода элева-

тора к центру скважины. Система отклонения штропов представляет собой

штропы, подвешенные на боковых рогах траверсы. К штропам крепятся гидро-

цилиндры отклонения штропов.

Главная особенность СВП – возможность монтировать его в любое время

проводки скважины, практически не прерывая бурения.

 

 

69

 

3.2.2 Технические средства для расширения ствола скважины

Разработкой расширителей занимается компания ООО «Сервисная ком-

пания внедрение». Раздвижные рычажные расширители предназначены для

расширения ствола скважин (рис. 3.6).

 

 

Рисунок 3.6 – Раздвижной рычажный расширитель

 

 

Они могут быть применены также для бурения скважин с одновременным

расширением, расширения суженных участков ствола, выпрямления перегибов

ствола, проработки их, удаления глинистой корки и др. Раздвижной расшири-

тель может быть использован и для выполнения ремонтных работ в колонне

или при ликвидации обрывов колонны. В этом случае необходимо заменить по-

родоразрушающие рабочие элементы расширителя металлорежущими.

Рабочие элементы расширителя состоят из плашек, установленных в на-

клонных пазах корпуса типа «ласточкин хвост». Плашки оснащены цапфами,

жёстко соединёнными с ними, на которых с возможностью вращения установ-

лены шарошки с твёрдосплавными зубками. Конструкция шарошек расширите-

ля, оптимальное количество твёрдосплавных зубков и геометрии их располо-

жения определяются расчётным путём. Причём зубки на каждой из шарошек

расположены с различным шагом. Конструкция плашек обеспечивает надёж-

ную калибровку стенок скважины до оптимального диаметра.

В целях улучшения технико-экономических параметров совместно с

СП ЗАО «УДОЛ» были разработаны новые конструкции породоразрушающих

элементов расширителя, в которых функции расширения и калибровки ствола

скважины выполняют специальные плашки (рисунок 3.7).

Плашки нового расширителя оснащены двумя типами породоразрушаю-

щих элементов – это резцы, армированные синтетическими алмазами (PDC) с

конфигурацией алмаза PLAIN (плоский, простой) и зубки из твёрдого сплава,

которые применяются для шарошечных долот.

 

70

 

 

Рисунок 3.7 – Рычажный расширитель со специальными плашками

 

При проектировании этих плашек использовалась программа компьютер-

ного моделирования породоразрушающего инструмента Wear Graph. Это по-

зволило оптимизировать размещение режущих и калибрующих элементов воо-

ружения расширителя для увеличения его работоспособности, а также миними-

зировать дисбаланс сил и вибрацию расширителя. Основным отличием конст-

рукции плашек является то, что каждый резец продублирован дополнительным

элементом, по терминологии фирмы HYCALOG называемый «импрегом». Эти

зубки выполняют несколько функций.

Во-первых, они предохраняют резцы от ударных нагрузок, которые воз-

никают от вибраций в процессе вращения бурильной колонны. Наиболее раз-

рушительными для резцов PDC являются поперечные колебания. Когда от-

дельный резец PDC «захватывает» породу, мгновенный центр вращения рас-

ширителя смещается к точке контакта резца с породой. Это в свою очередь,

приводит к перемещению в обратном направлении и ударной нагрузке на резец

PDC, находящийся на противоположной стороне от центра вращения. Вызван-

ные биением повреждения обычно происходят из-за этих больших, воздейст-

вующих на резцы сзади, ударных нагрузок. А резцы, защищённые «импрега-

ми», стабилизируют работу расширителя и уменьшают его тенденцию к попе-

речным колебаниям. «Импрег» воспринимает на себя основную часть любой,

направленной сзади ударной силы, тем самым, защищая PDC от повреждения.

Во-вторых, они производят предразрушение породы, тем самым снимая

нагрузку на режущую кромку резца. Зубок образует ядро предразрушения по-

роды путём создания в ней трещин, зон растяжения и других деформаций, что

способствует уменьшению её сопротивляемости идущему за ним резцу PDC.

Кроме того, эффективность работы таких плашек, по сравнению с шарошечной

конструкцией, заключается ещё и в том, что частица шлама, образованная за

счёт действия зуба шарошки, может оставаться на месте своего образования из-

за прижатия дифференциальным давлением, а её сдвиг и вынос могут осущест-

вляться или потоком жидкости, или повторным действием зуба. При использо-

вании резцов разрушение и сдвиг образующегося шлама составляют единый

 

 

71

 

процесс, то есть частица шлама никогда не остаётся на месте своего образова-

ния при любом дифференциальном давлении, то есть резец является и разру-

шающим, и очищающим инструментом одновременно.

В-третьих, вследствие равномерного распределения нагрузок между рез-

цом PDC и дублирующим его «импрегом», уменьшается абразивный износ ре-

жущих элементов.

В-четвёртых, на калибрующей части плашек наплавлены полоски из

твёрдого сплава, которые выполняют центрирующую и калибрующую функ-

ции, но, чтобы не создавать повышенного трения о стенки скважины, выполне-

ны короткими.

Технические характеристики расширителей ООО «Сервисная компания

внедрение» приведены в таблице 3.2.

 

Таблица 3.2 – Технические характеристики расширителей ООО

«Сервисная компания внедрение»

 

 

Американские расширители компании Tesco отличаются от российских

калибрующей частью между долотом и рычагами расширителя (рис. 3.8 и

табл. 3.3), это в свою очередь увеличивает износостойкость плашек, что влияет

на ресурс работы комплекта вооружения.

 

72

Наименова - ние

Расширители

Наименова -

ние РРУ –

110/124

РРУ – 116/132 РРГМ – 120/134 РРУ – 124/132 РРУ – 134/152 РРУ – 140/160 РР – 122/156 РРМ – 216/237 РРМ – 295/320 Диаметр расширителя, (транспорт- ное / рабочее положение), мм 110/124 116/132 120/134 124/132 134/152 140/160 138/156 200/ 234- 245 295/ 315- 325 Скорость проходки, м/ч 3-5 3-5 5-8 3-5 3-5 3-5 3-5 5-8 5-8 Количество и тип рабо- чих элементов                   Ресурс рабо- ты одного комплекта вооружения, м 50-70 50-70 120- 150 50-70 50-70 50-70 70-120 300- 350 300- 350 Вид промывоч- ной жидко- сти

техническая вода (минерализованная, пресная), буровой раствор

Длина, не более, мм 1200 1200 1043 1200 1200 1200 1696 1500 1616 Масса, кг 55 60 73 62 67 75 93 200 390

 

 

Рисунок 3.8 – Расширитель компании Tesco

Таблица 3.3 – Основные характеристики расширителей компании Tesco

 

 

Ещё одна возможность расширения пилотного ствола скважины является

расширяемое долото серии XpandaBit (рис. 3.9) компании Weatherford.

 

 

а)

 

 

б)

 

Рисунок 3.9 – Расширяемое долото серии XpandaBit:

а) транспортное положение; б) рабочее положение

 

Особенность расширяемого долота состоит в том, что при его использо-

вании нет необходимости устанавливать дополнительный расширитель, так как

оно одновременно бурит и расширяет ствол скважины. Расширение лопастей

(лезвий) происходит за счёт увеличения подачи бурового раствора.

 

 

73

Характеристика 5C PDC Характеристика Расширители 7” TYPE 9 5/8” TYPE 5C PDC 13 3/8” TYPE 5C PDC 1 2 3 4 Транспортный диаметр, мм 146 203,2 254 Рабочий диаметр, мм 158 215,26 310,5 Диаметр расширяющейся скважины, мм 225,4 341,5 406,4 Внутренний диаметр, мм 28,57 50,8 63,4 Длина, мм 1270 1447,8 1524 Вес, кг 142,4 257,2 461 Количество плашек, шт. 3 3 3 Максимальная скорость вращения, об./мин. 120 120 120

 

3.2.3 Обсадные трубы с резьбой Батресс по стандарту АНИ

При бурении используются трубы со специальным соединением, с трапе-

цеидальной резьбой Батресс по стандарту Американского нефтяного института

(АНИ). Трубы эти обладают повышенной прочностью и герметичностью.

Прочность резьбового соединения доходит до 90% от прочности тела трубы.

Размеры и прочностные характеристики труб приведены в таблице 3.4.

 

 

Бурение под кондуктор

 

 

3.3.1 Технические средства при бурении под кондуктор

Одним из основных элементов технологии бурения на обсадных трубах

под кондуктор является бурильный башмак, наворачиваемый на низ обсадной

колонны [25]. Для бурения обсадными трубами используют башмак-долото, ко-

торый может напрямую устанавливаться на обсадную трубу, при этом в качест-

ве бурильной колонны используют обсадную.

Вращение обсадной колонны осуществляется с помощью инструмента

для внутреннего привода обсадной колонны, передающем вращение через ос-

настку, включающую комплект плашек и резиновую манжету, которая поддер-

живает давление от забоя при промывке во избежание противотока внутри об-

садной колонны.

Система плашек работает как освобождающаяся внутренняя труболовка,

которая обеспечивает спуск и вращение обсадной колонны вправо. Система по-

зволяет спускать и поднимать труболовку вращением её на четверть оборота,

при этом труболовка складывается и может перемещаться свободно.

Круглая пластина, установленная на муфте, удерживает перемещение ин-

струмента. Инструмент соединялся с верхним приводом при помощи перевод-

ника и короткого патрубка бурильной трубы.

При навинчивании следующей обсадной трубы инструмент работает как

элеватор и используется обычная плашка клинового захвата колонны на вкла-

дыше ротора.

Обсадная

колонна

комплектуется

обычными,

невращающимися

центраторами.

Для сборки компоновки применяются стандартные ключи для обсадных

труб. Стабилизатор, расположенный напротив башмака обсадной колонны,

уменьшает поперечные колебания КНБК внутри колонны. Центраторы на об-

садных трубах придают стабильность в стволе и защищают муфты от износа.

 

 

74

 

Таблица 3.4 – Характеристики обсадных труб Батресс по стандартe АНИ

Наружный диаметр трубы, D, мм Наружный диаметр трубы, D, мм Наружный диаметр трубы, D, мм           Наружный диаметр муфты, мм       Наименьшее разрушающее усилие, тс   муфты с нормальным наружным диаметром муфты с уменьшенным наружным диаметром из стали последующей группы прочности* J-55 C-75 N-80 P- 110 J-55 C-75 N-80 P- 110 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 1 114,3 (4 ⁄2") 5,69 6,35 7,37 8,56 102,92 101,60 99,56 97,18 15,60 17,23 19,70 22,53 92,39 113,132 127,0 123,8 117,9 3,2 225,4 103 113 − − − 144 1 65 − − 152 1 74 − − 189 218 250 103 113 − − − 144 1 45 − − 152 1 74 − − 189 218 241 127,0 (5") 6,43 7,52 9,19 114,14 111,96 108,62 19,58 22,56 27,01 95,57 125,832 141,3 136,5 130,6 4,0 231,8 1281 49 − − 189 2 27 − 198 2 40 − 248 299 128 1 49 − − 164 1 64 − 198 2 15 − 248 270 1 139,7 (5 ⁄2") 6,98 7,72 9,17 10,54 125,74 124,26 121,36 118,62 23,32 25,54 29,82 33,80 97,16 138,532 153,7 149,2 143,3 4,0 235,0 1541 69 − − − 214 251 2 52 − 225 265 3 01 − 281 330 376 154 1 69 − − − 181 181 1 81 − 225 238 2 38 − 281 297 297 5 168,3 (6 /8") 7,32 8,94 10,59 12,06 153,64 150,40 147,10 144,16 30,08 36,03 41,94 47,10 101,92 167,107 187,7 177,8 171,8 6,4 244,5 195 236 − − − 299 351 3 96 − 315 369 4 17 − 394 462 521 195 222 − − − 222 222 2 22 − 292 292 2 92 − 360 360 360 177,8 (7") 8,05 9,19 10,36 11,51 12,65 13,72 161,70 159,42 157,08 154,78 152,50 150,36 34,50 38,90 43,35 47,65 51,88 5576 106,68 176,632 194,5 187,3 181,4 5,6 254,0 2262 57 − − − − 287 325 364 383 383 383 302 343 383 423 462 4 97 − 428 479 529 577 619 226 2 40 − − − − 240 240 240 240 240 240 302 316 316 316 316 3 16 − 387 387 387 387 387

 

Окончание таблицы 3.4

 

 

* Для труб из стали С–75 муфты изготовляются из стали той же группы прочности.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 5 193,7 (7 /8") 8,33 9,52 10,92 12,70 177,02 174,64 171,84 168,28 39,57 44,62 50,44 57,71 111,4 192,507 215,9 206,4 197,2 7,9 263,5 256 − − − 324 368 419 482 341 388 441 508 − 483 550 633 256 − − − 324 335 335 335 341 388 440 440 − 483 538 538 5 219,1 (8 /8") 8,94 10,16 11,43 12,70 14,15 201,20 198,76 196,22 193,68 190,78 48,38 54,24 60,27 66,22 72,91 114,62 217,907 244,5 231,8 222,6 9,5 269,9 311 352 − − − − 446 498 550 609 − 469 525 579 641 − − 647 714 790 311 352 − − − − 383 383 383 383 − 469 497 497 497 − − 608 608 608 5 244,5 (9 /8") 8,94 10,03 11,05 11,99 13,84 226,60 224,42 222,38 220,50 216,80 54,19 60,11 65,57 70,57 80,32 114,62 243,307 269,9 257,2 248,0 9,5 269,9 347 388 − − − − 494 542 585 670 − 520 570 616 706 − − 696 752 861 347 388 − − − − 426 426 426 426 − 520 548 548 548 − − 670 670 670 3 273,0 (10 /4") 8,89 10,16 11,43 12,57 13,84 15,11 255,27 252,73 250,19 247,91 245,37 242,83 60,42 68,17 75,85 82,68 90,21 97,67 114,62 271,882 298,5 285,8 276,6 9,5 269,9 383 435 487 − − − − − 628 688 − − − − 660 722 − − − − 797 873 956 1039 383 435 464 − − − − − 475 475 − − − − 603 603 − − − − 738 738 738 738 3 298,4 (11 /4") 9,52 11,05 12,42 279,41 276,35 273,61 70,47 80,65 89,72 114,62 297,282 323,8 − 302,0 9,5 269,9 443 512 573 − − 741 − − 775 − − − − − − − − − − − − − − − 3 339,7 (13 /8") 9,65 10,92 12,19 13,06 320,42 317,88 315,34 313,60 81,48 91,21 100,89 107,42 114,62 338,557 365,1 − 343,3 9,5 269,9 504 569 632 − − − − 874 − − − 914 − − − − − − − − − − − − − − − − − − − −

 

Для бурения на обсадных трубах используют буровой башмак, разрабо-

танный компанией Weatherford (рисунок 3.10 а)

 

 

а)

 

 

б)

Рисунок 3.10 – Буровой башмак компании Weatherford:

а) буровой башмак; б) лезвия из твёрдого сплава с HVOF

 

Это неизвлекаемый инструмент из поликристаллических алмазов, смон-

тированный на конце колонны обсадных труб или хвостовика. Он состоит из

двух частей: корпуса, механически обработанного из куска сортовой стали 4145

ASI и торца, выточенного из авиационного алюминия.

Шестимиллиметровые круглые участки TSP (Термостойкий Поликри-

сталлический Алмаз) впрессованы в переднюю часть лезвий. Лезвия наплавле-

ны твёрдым сплавом с Карбидом Вольфрама HVOF (рис. 3.10 б). Размеры варь-

ируются от 127 до 762 мм.

Буровой башмак применяется как для расширения пробуренного стола, так

и для бурения на колонне обсадных труб нового ствола и обладает системой про-

мывочных насадок для циркуляции промывочной жидкости или цементирования.

Он может вращаться одним из двух способов: через удлинитель, соеди-

нённый с колонной бурильных труб, или через колонну обсадных труб при по-

мощи верхнего привода.

По окончании операции, башмак разбуривается долотами серии Genesis с

использованием технологии EZSteer, контролирующей глубину среза и предот-

вращающей торсионную вибрацию.

 

 

77

 

Разбуривающиеся башмаки системы BBL (рис. 3.11) используются в тех

скважинах, где существуют осложнения геологического характера. Башмак ус-

пешно может быть применён в породах, где наблюдается разбухание, желобо-

образование, кавернообразование, осыпание и обваливание стенок скважины.

 

а)

 

б)

 

Рисунок 3.11 – Разбуривающие башмаки системы BBL:

а) башмак расширителя BBL; б) система BBL DiamondBack ReamerShoe

 

 

Система BBL ReamerShoe предназначена для установки на обсадных тру-

бах всех размеров. Эксцентриковый наконечник Ledgerider позволяет легко

преодолевать препятствия в стволе скважины при спуске колонны. Поддаётся

разбуриванию коронками, армированными поликристаллическими синтетиче-

скими алмазами или трёхшарошечными долотами.

Система BBL DiamondBack ReamerShoe эффективна при использовании

как при роторном бурении, так и при бурении с забойными двигателями.

 

 

3.3.2 Особенности технологии бурения на обсадных трубах

в многолетнемёрзлых породах на Самбургском месторождении

ОАО «Арктикгаз» совместно с компанией Weatherford провели испыта-

ние технологии бурения обсадными трубами интервалов многолетнемёрзлых

пород (ММП) на четырёх валанжинских скважинах Самбургского нефтегазо-

конденсатного месторождения (НГКМ).

 

78

 

Одним из основных элементов технологии является бурильный баш-

мак-долото, наворачиваемый на низ обсадной колонны. Для условий мягких

пород ММП Самбургского НГКМ по заявке ОАО «Арктикгаз» были изготов-

лены бурильные башмаки 431,8 мм типа Defyer и 406,4 мм Drillshoe без кла-

пана с 5 алюминиевыми лопастями, оснащённые 7 медными или керамиче-

скими насадками.

Выше башмака над первой трубкой установлен обычный обратный кла-

пан, предотвращающий переток после цементирования колонны. Вращение об-

садной колонны осуществляется с помощью инструмента для внутреннего при-

вода обсадной колонны, передающего вращение через оснастку, включающую

комплект плашек и резиновую манжету, которая поддерживает давление от за-

боя при промывке во избежание противотока внутри обсадной колонны.

Круглая пластина, установленная на муфте, удерживает перемещение ин-

струмента. Инструмент соединялся с верхним приводом при помощи перевод-

ника и короткого патрубка 127 мм бурильной трубы. При навинчивании сле-

дующей обсадной трубы инструмент работает как элеватор и используется

обычная плашка клинового захвата 340 мм колонны на вкладыше ротора. Об-

садная колонна 340х10,92 мм J-55 (резьба Батресс) комплектуется обычными,

невращающимися центраторами, начиная от башмака на расстояние до 62 м.

Для сборки компоновки применяются стандартные ключи для обсадных

труб. Стабилизатор, расположенный напротив башмака обсадной колонны,

уменьшает поперечные колебания КНБК внутри колонны. Центраторы на об-

садных трубах придают стабильность в стволе и защищают муфты от износа.

Проведение экспериментальных работ по бурению обсадными трубами на

Самбургском НГКМ производилось со станка Т-505 грузоподъёмностью 320 тонн,

оснащённого верхним приводом Varco аналогичной грузоподъёмностью.

Конструкция скважин Самбургского газонефтеконденсатного месторож-

дения трёхколонная: 340 мм кондуктор спускается на глубину 450 метров для

перекрытия интервалов многолетнемёрзлых пород (глубина залегания их до

380 м); участок вертикальный. Техническая колонна 245 мм перекрывает ин-

тервал сеноманских пластов и спускается на глубину порядка 1200 м по верти-

кали. Эксплуатационная колонна 178 мм обсаживает продуктивные валанжин-

ские пласты до глубины 3600 м по вертикали. Отходы скважин от вертикали

колеблются от 300 до 1700 метров.

При бурении обсадными трубами первой скважины №1018 столкнулись с

некоторыми трудностями из-за невозможности создать достаточную нагрузку

на бурильный башмак. Бурение интервала проходило плавно на скорости

40-80 об./мин., с расходом жидкости 15 ÷ 29 л/с.

 

 

79

 

Скорость поддерживалась в пределах 10 м/ч во избежание зашламования

затрубного пространства. Для предупреждения зашламования при бурении ис-

пользовался буровой полимерглинистый ингибирующий раствор, разбавленный

наполовину свежеприготовленным бентонитовым раствором. Параметры рас-

твора: удельный вес 1,14–1,20 Г/см3, условная вязкость 56-60 с, пластическая

вязкость 20 Па*с, водоотдача 6 см3/30 мин., рН – 9,5, содержание глины поряд-

ка 70 кг/м3.

Цементирование кондуктора производилось компанией Халлибуртон че-

рез стингер, т. е. закачка цементного раствора производится до момента выхода

его на устье; далее производится продавка буровым раствором в объёме спу-

щенных бурильных труб.

Разбуривание башмака обсадной колонны производилось компоновкой с

винтовым забойным двигателем и стандартным PDC долотом в течение часа.

Нагрузка на долото составляла 2-3 тонн, со скоростью вращения 30 об./мин.

верхним приводом, производительность насосов – до 50 л/с.

При бурении обсадными трубами на скважине №1018 (рис. 3.12), по

сравнению со стандартной технологией, была получена значительная экономия

времени.

В целом результат эксперимента положительный – инклинометрия пока-

зала угол на башмаке обсадной колонны 0,34 градуса, т. е. ствол кондуктора

вертикальный; качество крепления кондуктора оказалось лучше, чем при буре-

нии обычной компоновкой компоновкой с шарошечным долотом. В целом ва-

ланжинская наклонно направленная скважина 1018 длиной ствола 3556 м с от-

ходом 850 м была пробурена за 24 дня, т. е. на 15 дней быстрее планируемых

показателей.

Для оптимизации технологии бурения обсадными трубами интервала

ММП были предложены следующие мероприятия:

1) Бурение шарошечным долотом 444 мм и бурильными трубами до глу-

бины порядка 30-60 метров с целью создания веса обсадных труб для нагрузки

на башмачное долото.

2) Повышение предела нагрузки на башмачное долото до 10-12 тонн в

интервалах, сложенных более плотными глинами.

3) Прокачка через каждые 50 метров 5 м3 вязкоупругой жидкости для пре-

дотвращения сальников.

 

 

80

 

Скважина № 1018

 

Дни

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

 

340

 

245

 

178

0

 

 

500

 

 

1000

 

 

1500

 

 

2000

 

 

2500

 

 

3000

 

 

3500

 

 

4000

 

 

Рисунок 3.12 – Сравнение затрат времени при бурении скважины методом CWD

и бурении классическим методом

 

 

Бурение интервалов ММП на обсадных трубах следующих скважин произ-

водилось с учётом накопленного опыта и указанных выше мероприятий. Башмач-

ное долото DrillShoe компании Weatherford имело меньший диаметр – 406,4 мм.

Бурение осуществлялось с параметрами: производительность насосов –

до 35 л/с, скорость вращения – 70-85 об./мин., нагрузка на долото – от 4 до

10 тонн, крутящий момент составлял 3-4 кН*м. Каждые 50 метров производи-

лась прокачка 5 м3 высоковязкой пачки для предупреждения сальникообразо-

вания. Скорость проходки изменялась в пределах от 9 до 13,7 м/ч. Все после-

 

 

81

По факту По плану

 

дующие три скважины успешно добурены до проектной глубин