ОСОБЕННОСТИ БУРЕНИЯ ИНТЕРВАЛА ПОД КОНДУКТОР НА ЯУНЛОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Аннотация. Основные факторы, определяющие конструкцию забоя, - способность эксплуатации объекта, тип коллектора, механические свойства пород продуктивного пласта и условия его залегания. В статье авторы анализируют особенности бурения интервала под кондуктор скважины.

Согласно опыту бурения и геологических условий проектируется применение следующих элементов конструкции скважины:

• Кондуктор – для перекрытия верхних неустойчивых горизонтов, а также для установки превентора;
• Эксплуатационная колонна.

Проводник представляет собой набор стальных труб, соединенных друг с другом, как правило, конической резьбой через муфты. С целью беспрепятственного спуска проводника в скважину его нижняя часть оборудована специальным башмаком и направляющей трубкой обтекаемой формы. Через башмак и канал в направляющей трубе циркулирует буровых и тампонажных растворов. Длина проводника нефтяных, газовых и разведочных скважин обычно 100-500 м. при проведении уникальных сверхглубоких скважин в изверженных (магматических) пород, длина проводника может превышать 2000 метров. Диаметр труб и соединений соединяя их определяет выбор диаметра бурового наконечника. Кольцевой технологический зазор между проводником и стенкой скважины выбирается из условия беспрепятственного спуска проводника и его качественного цементирования.

Для бурения под направление и кондуктор при кустовом методе строительства эксплуатационных скважин, как правило, используется естественно набранный глинистый раствор, оставшийся от бурения предыдущей скважины или вновь приготовленный глинистый раствор (табл. 1).

Таблица 1.

Основные контролируемые параметры буровых растворов для бурения под кондуктор

При бурении после углубления ниже мерзлоты предусмотрено введение реагента БСР. Обработку проводят в процессе бурения перед поступлением в глинистые отложения, на высоте 250 – 300 метров вертикально, весь рабочий объем раствора вводят 267 – 634 кг, что позволяет раствору ингибировать просверленную глинистую породу. Вязкость может быть снижена до 28 – 35 секунд. СНС должна поддерживаться на уровне не менее 15/25 ДПА: снижение СНС ниже этих значений приведет к снижению качества очистки скважины от пробуренной породы. Вторая и последующая обработка реагентом БСР должна проводиться в количестве 133 кг через 200 м проникновения с контролем условной вязкости и СНA.

Сверля, строго контролируйте качество системы чистки, удаление шуги на вибрируя экранах. Осадок должен быть твердым, сухим, рассыпчатым.

В процессе бурения за проводником должен осуществляться постоянный контроль параметров бурового раствора. Параметры измеряются через каждые 100 м пробития с регистрацией в буровом журнале.

По достижении проектной поверхности скважину промывают 1,5-2 цикла с контролем параметров до полного удаления шлама на этапах обработки.

Минимальная глубина спуска кондуктора Н _к рассчитывается по формуле, представленной в [1], исходя из условия предупреждения гидроразрыва горных пород:

Н_К ³ (РПЛ –10^-6×L ×q_Ф )/(ΔР_ГР – 0,1× q_Ф ) м,                                       (1)

где РПЛ – максимальное пластовое давление в скважине, МПа;

L – глубина скважины, м;

q_Ф – удельный вес флюида, Н/м³;

ΔР_ГР – максимальный градиент гидроразрыва пород, МПа/м.

Так как на Яунлорском месторождении преобадают мягкие породы, то при бурении интервала под кондуктор целесообразнее использовать турбобур ТО3-240 в паре с долотом БИТ 311,2 ВТ 616 СН (рисунок 1).

Рисунок 1. Турбобур-отклонитель ТО3-240РС

Турбобур-отклонитель ТО3-240РС предназначен для бурения прямых и наклонно-направленных участков нефтяных и газовых скважин долотами 269.9 мм и более с использованием промывочной жидкости плотностью до 1500 кг/м3 при забойной температуре до 100°С. 

Основными особенностями конструкции турбобура ТО3-240РС от широко распространенного отклонителя ТО2-240 являются:

• в соединении вал шпиндельной секции-вал турбинной секции, взамен кулачковой муфты, применяется карданный вал с маслонаполненными шарнирами, при этом обеспечивается кратно более высокий ресурс работы данного узла;
• из конструкции турбинной секции исключается узел осевой опоры, что в сочетании со стандартным конусно-шлицевым соединением кардана с валом турбинной секции позволяет применять в качестве привода серийную турбинную секцию;
• в качестве осевой опоры шпиндельной применяется резинометаллическая пята с -утопленной резиной, имеющая повышенный ресурс работы;
• нижняя радиальная опора максимально приближена к долоту, расстояние от долота до опоры уменьшено на 400 мм, что значительно улучшает условия работы деталей -шпиндельной секции и увеличивает жесткость нижнего плеча отклонителя;
• возможно изменение угла перекоса турбобура в условиях буровой путем замены переводника косого, при этом турбобуром можно проходить как прямые участки, так и интервалы набора кривизны;
• при необходимости между шпиндельной и турбинной секциями возможна установка центратора.

Список литературы:

1. Групповой рабочий проект на строительство эксплуатационных скважины на Яунлорском месторождении № 665 [Текст]: групп. рабочий проект. – Тюмень: ООО "ТюменНИИгипрогаз",2013
2. Повалихин, А.С. Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин [Текст]: /А.С. Повалихин [и др.]. Под общей редакцией доктора технических наук, профессора А.Г. Калинина.- М.:Изд. Центр - ЛитНефтеГаз, 2011.- 647 с.
3. Кулябин, Г.А. Технология углубления скважин с учетом динамики процессов [Текст]: Учебн. пособ. /Г.А. Кулябин, А.Г. Кулябин, А.Ф. Семененко – Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. – 200 с.
4. Винтовые забойные двигатели для бурения скважин [Текст] : /В.П. Овчинников [и др.]. – Тюмень: ООО «Печатник», 2009.- 204 с.: ил.