Забуривание боковых стволов

В целях обеспечения вывода скважин из бездействующего фонда на за­вершающих стадиях разработки, а также при технической невозможности или экономической нерентабельности существующими методами ликви­дировать аварию либо провести РИР производят забуривание бокового ствола. Производство работ выполняется по индивидуальному плану работ на забуривание БС из скважины, в основу которого должны быть положены технико-технологические решения проектных документов на разработку месторождения и с учетом текущего состояния структуры остаточных за­пасов нефти.

Основные этапы работ по забуриванию БС:

– выбор скважин для забуривания необходимого количества БС;

– выбор интервала вырезания «окна» в эксплуатационной колонне;

– расчет траектории БС;

– вырезание «окна» в эксплуатационной колонне;

– забуривание БС.

Технологическая последовательность операций при забуривании БС скважины обычно следующая:

• шаблонирование и выбор интервала в колонне для вырезки «окна»;

• установка цементного моста (опоры);

• очистка скребком внутренней поверхности обсадной колонны под якорь в интервале установки клина-отклонителя;

• спуск и крепление клина-отклонителя в обсадной колонне;

• спуск райбера и вырезка «окна» в колонне (выбор глубины вырезки «окна» в колонне производится с учетом конструкции скважины, характера залегающих пород, технического состояния колонны и т.д.);

• забуривание бокового ствола скважины с набором заданной по про­екту кривизны;

• проведение комплекса геофизических работ (при необходимости);

• проработка второго ствола (расширение) перед спуском обсадной колонны-хвостовика;

• спуск, цементирование, опрессовка колонны-хвостовика в боковом стволе скважины;

• перфорация колонны-хвостовика (если планом не предусмотрен монтаж фильтра в колонне);

• освоение продуктивного пласта.

Боковые стволы на нефтяных месторождениях намечаются к забури-ванию из скважин, обсаженных эксплуатационными колоннами диаметром 139, 146 и 168 мм. Для них рекомендуются трубы потайных колонн (хво­стовиков) диаметрами соответственно 88,9; 101,6 и 114 мм.

Боковой ствол может быть представлен следующими вариантами кон­струкции эксплуатационного забоя:

• открытого типа;

• открытого типа с частичным или полным перекрытием продуктивного горизонта щелевыми фильтрами;

• открытого типа со спуском щелевых фильтров и манжетным цемен­тированием БС;

• закрытого типа со сплошным цементированием хвостовика, включая
интервал горизонтального участка.

Конструкция открытого типа предусматривает установку пакера или пакера-манжеты и манжетное цементирование. При конструкции эксплуата­ционного забоя закрытого типа осуществляется сплошное цементирование хвостовика в одну ступень.

Заканчивание БС предусматривает крепление пробуренного ствола хвостовиком с подвеской его в эксплуатационной колонне основного ствола на специальном клиновом устройстве с пакером. Верх хвостовика должен находиться в эксплуатационной колонне основного ствола выше зоны фрезерования не менее чем на 20 м. Для подвески и оснастки хво­стовиков применяется соответствующее оборудование.

В случае открытого эксплуатационного забоя хвостовик включает в себя:

• посадочный адаптер;

• подвеску хвостовика;

• обсадные трубы;

• обратный клапан;

• второй обратный клапан;

• пакер с муфтой манжетного цементирования или пакер-манжету;

• фильтр щелевой (перфорированный);

• центраторы;

• башмак.
В случае закрытого эксплуатационного забоя конструкция хвостовика

следующая:

• посадочный адаптер;

• подвесное устройство;

• обсадные трубы;

• центраторы;

• стоп-кольцо;

• обратный клапан;

• второй обратный клапан;

• перфорированный патрубок;

• башмак.

После проработки ствола скважины и сборки хвостовика вместе с по­садочным устройством и разъединителем производится спуск колонны на бурильных трубах. При достижении башмаком хвостовика интервала забуривания осуществляется промежуточная промывка. При достижении требуемой глубины (забоя) осуществляются подвеска и разгрузка хвостовика в эксплутационной колонне с помощью клинового устройства. Разгрузкой и натяжкой на вес хвостовика проверяется фиксация его клиновой подвески. Затем производится рассоединение бурильной колонны с хвостовиком путем ее вращения. Манжетный узел установочного инструмента находится внутри воронки хвостовика до окончания процесса цементирования. При необходи­мости эту операцию можно выполнять после окончания цементирования.

Процесс цементирования осуществляется с использованием комплектов продавочных пробок, обеспечивающих качество и надежность технологи-

ческого процесса крепления и раскрытие пакерующих элементов в случае эксплуатационного забоя БС открытого типа в соответствии с инструкциями применяемых технических средств и технологий. После окончания цементи­рования посадочный инструмент поднимается до выхода из манжетного узла, приводится в действие пакерующий элемент механического пакера хвостовика, скважина промывается выше верха хвостовика обратной циркуляцией, т.е. производится «срезка» цементного раствора во избежание его затвердевания, что повлечет за собой необходимость его последующего разбуривания.

Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессов-кой с предварительной заменой бурового раствора технической жидкостью. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрес-совки снизилось не более чем на 5 кг/см².

Присутствие представителя заказчика при опрессовке обязательно.

После спуска, подвески и крепления хвостовика производится разбури-вание элементов его оснастки (при необходимости – разбуривание башма­ка). Осуществляется необходимый комплекс геофизических исследований, после чего проводится подготовка к вторичному вскрытию пласта. Вторичное вскрытие пласта производится малогабаритными перфораторами типа ПРК-42С, ПРК-54С, ПКТ-50, ПКТ-73 на «гибкой трубе» или на НКТ, жестком геофизическом кабеле. Освоение скважины (второго ствола) проводится по обычной методике.

Работы по забуриванию боковых стволов скважин могут выполняться как с буровых установок, так и с помощью передвижных подъемных агрегатов.

Грузоподъемность талевой системы зависит от глубины забуривания бокового ствола скважины и колеблется от 75 и более тонн.

Для ориентирования бокового ствола при бурении широко используются телеметрические системы зарубежного и отечественного производства.

При забуривании бокового ствола используются инструменты:

• бурильные трубы;

• НКТ;

• клин-отклонитель;

• комплект долот;

• расширитель;

• комплект райберов-фрез;

• шаблон;

• контрольно-измерительные приборы (манометры, индикаторы веса и др.);

• пробка-мост (взамен установки цементного моста).