Бурение

И.М. Губкина
13. Реконструкция и восстановление скважин

- бурение дополнительного ствола в ликвидированной скважине

ликвидация скважин: Учебное пособие. - М.: РГУ нефти и газа

им. И.М. Губкина, 2003.

12.1.1. Консервация скважин в процессе строительства
Для консервации скважин с открытым стволом:
1) спустить бурильный инструмент с «воронкой» до забоя скважины, промыть скважину и довести параметры ПЖ до проектных значений;
2) поднять бурильные трубы в башмак последней ОК, верхнюю часть колонны заполнить незамерзающей жидкостью;
3) загерметизировать трубное и затрубное пространство скважины;
4) провести консервацию бурового оборудования;
5) на устье скважины укрепить металлическую табличку с указанием номера скважины, времени начала и окончания ее консервации и организации-владельца.

колонной:
1) спустить в скважину бурильный инструмент или колонну НКТ до

глубины искусственного забоя;
2) обработать ПЖ с доведением ее параметров до проектных, добавить ингибитор коррозии;
3) приподнять колонну труб на 50 м от забоя, верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью;
4) загерметизировать трубное и затрубное пространство скважины;
5) провести консервацию бурового оборудования;
6) на устье скважины укрепить металлическую табличку с указанием номера скважины, времени начала и окончания ее консервации и организации-владельца.

жидкостью с параметрами, установленными проектной документацией, и обработанную ингибиторами коррозии;
2)

в интервал перфорации закачать специальную жидкость, обеспечивающую сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта;
3) поднять НКТ выше интервала перфорации. Верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью. Устьевое оборудование защитить от коррозии. При коэффициенте аномальности давления Ка = 1,1 и выше в компоновку НКТ включить пакер и клапан-отсекатель;
4) с устьевой арматуры снять штурвалы, манометры, установить на арматуре заглушки;

кустовых площадках). На ограждении укрепить табличку с указанием номера скважины,

месторождения, предприятия-пользователя недр, срока консервации;
6) провести планировку прискважинной площадки.
Необходимость установки цементного моста над интервалом перфорации определяется планом работ на консервацию скважины, разработанным и согласованным в установленном порядке, в зависимости от длительности консервации и других факторов.

консервации сроком более одного года по скважинам, оборудованным штанговыми гидравлическими

насосами, поднимается подземное оборудование;
2) спустить НКТ, промыть ствол скважины, очистить интервал перфорации;
3) проверить герметичность колонны и отсутствие заколонной циркуляции;
4) ствол скважины заполнить нейтральной жидкостью, исключающей коррозионное воздействие на колонну и обеспечивающей сохранение коллекторских свойств продуктивного горизонта и необходимое противодавление на пласт. Верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью.

мостов выше интервалов перфорации, возможность извлечения из скважины НКТ устанавливаются

проектной документацией на консервацию скважины.
В скважинах, эксплуатирующих два и более горизонта с разными пластовыми давлениями, следует провести разобщение этих горизонтов.
При наличии в продукции скважины агрессивных компонентов должна быть предусмотрена защита колонн и устьевого оборудования от их воздействия.

жидкостью с параметрами, установленными проектной документацией, и обработанную ингибиторами коррозии;
2)

в интервал перфорации закачать специальную жидкость, обеспечивающую сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта;
3) поднять НКТ выше интервала перфорации. Верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью. Устьевое оборудование защитить от коррозии. При коэффициенте аномальности давления Ка = 1,1 и выше в компоновку НКТ включить пакер и клапан-отсекатель;
4) с устьевой арматуры снять штурвалы, манометры, установить на арматуре заглушки;

кустовых площадках). На ограждении укрепить табличку с указанием номера скважины,

месторождения, предприятия-пользователя недр, срока консервации;
6) провести планировку прискважинной площадки.
Необходимость установки цементного моста над интервалом перфорации определяется планом работ на консервацию скважины, разработанным и согласованным в установленном порядке, в зависимости от длительности консервации и других факторов.

арматуры;
2) разгерметизировать патрубки и установить манометры;
3) снять заглушки с фланцев

задвижек;
4) фонтанную арматуру гидроиспытать при давлении, соответствующем условиям эксплуатации;
5) промыть скважину;
6) при необходимости произвести допуск колонны НКТ до заданной глубины, и после оборудования устья произвести ее освоение и ввод в эксплуатацию;

При наличии в скважине цементного моста его разбуривают, скважину промывают до искусственного забоя, спускают в колонну НКТ и другое подземное оборудование, и после оборудования устья скважину осваивают.

от причин ликвидации подразделяются на 4 категории:
I — выполнившие свое

назначение;
II — ликвидируемые по геологическим причинам;
III — ликвидируемые по техническим причинам;
IV — ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам.

в интервалах залегания высоконапорных минерализованных вод (Ка = 1,1 и

выше) и слабопродуктивных, не имеющих промышленного значения залежей углеводородов.
Высота цементного моста должна быть на 20 м ниже подошвы и на столько же выше кровли каждого такого горизонта.
Над кровлей верхнего пласта с минерализованной водой, а также на границе залегания пластов с пресными и минерализованными водами (если они не перекрыты промежуточной колонной) устанавливается цементный мост высотой 50 м.
В башмаке последней промежуточной колонны устанавливается цементный мост с перекрытием башмака колонны не менее чем на 50 м.

или НКТ с усилием, не превышающим предельно допустимую удельную нагрузку

на цементный камень. Установленный в башмаке последней промежуточной колонны цементный мост, кроме того, испытывается методом гидравлической опрессовки.

Извлечение верхней части промежуточной колонны с незацементированным затрубным пространством допускается при отсутствии в разрезе напорных и углеводородсодержащих горизонтов.
В этом случае в оставшейся части промежуточной колонны устанавливается цементный мост высотой на 50 м выше и 20 м ниже места извлечения колонны.
Оставшаяся часть промежуточной колонны заполняется нейтральной жидкостью, кондуктор — нейтральной незамерзающей жидкостью.

необсаженной части ствола
Произвести торпедирование или отворот неприхваченной части инструмента.
При нахождении

верхней части оставшегося в скважине инструмента ниже башмака промежуточной колонны произвести установку цементного моста под давлением с перекрытием головы оставшегося инструмента на 50 м. После ОЗЦ определить разгрузкой бурильного инструмента или НКТ верхний уровень цементного моста. В башмаке промежуточной колонны также установить цементный мост высотой 50 м и проверить его наличие разгрузкой бурильного инструмента или НКТ и опрессовкой.
Над кровлей верхнего пласта с минерализованной водой, а также на границе залегания пластов с пресными и минерализованными водами (если они не перекрыты промежуточной колонной) устанавливается цементный мост высотой 50 м.

части ствола
В башмаке последней промежуточной колонны устанавливается цементный мост с

перекрытием башмака колонны не менее чем на 50 м.
Наличие мостов проверяется разгрузкой бурильного инструмента или НКТ с усилием, не превышающим предельно допустимую удельную нагрузку на цементный камень. Установленный в башмаке последней промежуточной колонны цементный мост, кроме того, испытывается методом гидравлической опрессовки.

часть которого находится в обсаженной части ствола
Производят торпедирование или отворот

бурильного инструмента на уровне башмака колонны. Затем устанавливают цементный мост путем цементирования под давлением на уровне не менее 100 м над башмаком промежуточной колонны.
Над кровлей верхнего пласта с минерализованной водой, а также на границе залегания пластов с пресными и минерализованными водами (если они не перекрыты промежуточной колонной) устанавливается цементный мост высотой 50 м.
В башмаке последней промежуточной колонны устанавливается цементный мост с перекрытием башмака колонны не менее чем на 50 м.
Наличие мостов проверяется разгрузкой бурильного инструмента или НКТ с усилием, не превышающим предельно допустимую удельную нагрузку на цементный камень. Установленный в башмаке последней промежуточной колонны цементный мост, кроме того, испытывается методом гидравлической опрессовки.

эксплуатационной колонной выше башмака предыдущей колонны (промежуточной колонны или кондуктора)

устанавливаются цементные мосты против всех интервалов перфорации, интервалов негерметичности, установки муфт ступенчатого цементирования, в местах стыковки при секционном спуске эксплуатационной и промежуточной колонн, интервале башмака кондуктора (промежуточной колонны). Если по решению пользователя недр производится отворот незацементированной части эксплуатационной колонны, то устанавливается цементный мост высотой не менее 50 м на «голове» оставшейся части колонны. Оставшаяся часть скважины заполняется незамерзающей нейтральной жидкостью.

за эксплуатационной колонной ниже башмака кондуктора или промежуточной колонны, если

в этот промежуток попадают пласты-коллекторы, содержащие минерализованную воду или углеводороды, производится перфорация колонны и цементирование под давлением с установкой цементного моста в колонне. Цементный мост должен перекрывать указанный интервал на 20 м ниже и выше. Его опрессовывают, проводят исследования по определению высоты подъема цементного раствора и качества схватывания 6666

нарушенной колонной из-за аварии или корродирования эксплуатационной колонны вследствие длительных

сроков эксплуатации проводятся исследования по определению наличия и качества цементного камня за колонной. В интервалах отсутствия цементного камня проводят цементирование и устанавливают цементный мост в колонне с перекрытием всей прокорродировавшей ее части и на 20 м выше и ниже этого интервала с последующей опрессовкой оставшейся части колонны.
Ликвидация скважин со смятой эксплуатационной колонной производится путем установки цементных мостов в интервалах перфорации и смятия колонн на 20 м ниже и на 100 м выше этих интервалов.

в пределах внешнего контура нефтегазоносности и максимального размера искусственной залежи

газохранилища, цементные ликвидационные мосты устанавливаются в интервале и на 20 м ниже и выше границ всех продуктивных горизонтов, продуктивность которых установлена в процессе строительства скважины, разработки месторождения, эксплуатации хранилища.

глухим фланцем с вваренным патрубком и вентилем), установленной на кондукторе

(промежуточной колонне).
На устье скважины устанавливается бетонная тумба размером 111 м с репером высотой не менее 0,5 м и метал-лической таблицей, на которой электросваркой указываются:
 номер скважины;
 месторождение (площадь);
 предприятие — пользователь недр;
 дата ликвидации.
При расположении скважины на землях, используемых для сельскохозяйственных целей, устье скважины углубляется не менее чем на 2 м от поверхности, оборудуется заглушкой, уста-новленной на кондукторе (промежуточной колонне), и таблицей. Заглушка покрывается материалом, предотвращающим ее коррозию, и устье скважины засыпается землей.

(Ка < 1,1), допускается принимать консервационные цементные мосты в качестве

ликвидационных при условии, что мост перекрывает верхние отверстия перфорации не менее чем на 50 м.
Выкопировка плана местности с указанием местоположения устья ликвидированной скважины передается землепользователю, о чем делается соответствующая отметка в деле скважины и акте на рекультивацию земельного участка.

вырезание участка ОК;
• вырезание окна в ОК.

2) Бурение

бокового ствола.

за ОК не менее 70% (исключение поломки бурильного инструмента, поглощения

ПЖ и т.д.);
• большой объем металлической стружки.

Достижения:
• за один рейс удалено 275 м ОК;
• в скв. А-2 у побережья Алабамы удалено 1040 м ОК 19412 мм

выдвигаются в рабочее положение режущие лопасти, а полное раскрытие

лопастей фиксируется падением давления на манометре напорной линии манифольда.

Фрезеры раздвижные гидравлические ФР

и вращении в обсадной колонне.
Вырезающие устройства выпускаются для колонн диаметром

140...146, 168, 178, 219, 245...273, 299...324 мм.

Центратор
Поршень
Толкатель
Резец

Устройства вырезающие УВ

фрезе используют клин:
• съемный
• несъемный.
Съемный клин устанавливается в посадочное гнездо

в ОК или в пакер, заякориваемый в ОК.

Несъемный клин устанавливается в цементный мост или в пакер, заякориваемый в ОК.

цементирование.
Клин-отклонитель является неизвлекаемым и после спуска,  установки и цементирования остается

в скважине постоянно.

Клин оснащен хвостовиком с ребрами, позволяющими установить клин на искусственном

забое в благоприятном для фрезерования и последующего бурения положении.
• клиновой отклонитель имеет надежную фиксацию от проворота;
• двойной фрезер позволяет за один рейс без последующей проработки и расширения вскрыть окно в ОК и пробурить короткий ствол под КНБК в мягких и средних по твердости породах.

Комплект инструментов для зарезки боковых стволов из обсаженных скважин

клина в колонне; ● вторым рейсом производится вырезание щелевидного окна

в обсадной колонне  компоновкой фрезеров ФД в течение  3-6 часов.

ОК

скважины при помощи специального ловильного инструмента
Клин-отклонитель извлекаемый КОИ

проведения операции по вырезке «окна» в колонне, а также при

проведении ловильных работ в случае аварийного расклинивания клина-отклонителя типа КОИ.

Крюк-ловитель КЛ

промежуточной колонне.
Якорь крепится к нижней части отклонителя.

Изготавливаются двух видов вооружения: ● твердосплавные пластины;
● твердосплавный композиционный

материал.

компоновок (пакера, якоря, мостовые пробки).
Комплект обеспечивает повторный ввод в

основной ствол скважины. Комплект состоит из патрубка допускного, бурильных труб, гидравлического ударного механизма, безопасного переводника, двигателя винтового забойного, верхнего райбера, гибкой трубы, нижнего райбера, фрезы оконной, клина отклонителя, переводника шламового, якоря извлекаемого.
Нижний блок комплекта - отклонитель, шламовый переводник, якорь могут извлекаться или не извлекаться. Нижний и верхний режущий блоки соединены между собой срезным винтом между отклонителем и фрезером оконным.

Комплект инструментов для зарезки боковых стволов из обсаженных скважин

якоря подъемом колонны, перемещения КНБК не должно наблюдаться. Cрезать срезной

винт фрезера, затем наличием свободного вращения проверить срез винта. Произвести зарезку и расширение бокового окна. Поднять верхний блок системы и произвести бурение бокового ствола.

Комплект инструментов для зарезки боковых стволов из обсаженных скважин

коррозии, затвердевшей корки бурового и цементного растворов, следов перфорации и

других наслоений, а также для восстановления проходимости ствола скважины по внутреннему диаметру.

в процессе бурения. Шламоуловитель состоит из корпуса с двумя внутренними

присоединительными резьбами и одной наружной монтажной резьбой левой, на которую наворачивается ловушка. Внутренняя поверхность ловушки выполнена в виде левой ленточной резьбы. Шламоуловитель может эксплуатироваться как при роторном, так и при турбинном способах бурения. Для работы шламоуловитель устанавливается в КНБК непосредственно над долотом. При работе поток жидкости поднимает частицы скрапа, которые, попадая во внутреннюю часть ловушки по левой ленточной резьбе отбрасываются в нижнюю часть ловушки.

КНБК

лопастей центратора.
Армированные «Релитом» пояски центратора позволяют увеличить срок службы

его лопастей.

по диаметру долота.  улучшения условий работы долота.  уменьшения кривизны скважины.
Калибраторы

со спиральными лопастями полностью перекрывают в плане сечение скважины и образуют непрерывный круговой контакт с ее стенкой. Используются при турбинном бурении пород средней твердости и твердых.
Калибраторы с прямыми лопастями позволяют снизить гидравлическое сопротивление при бурении мягких пород, склонных к набуханию и образованию толстой глинистой корки.

со стабилизацией азимута. Центратор состоит из муфты с шестью прямыми лопастями,

армированными износостойким твердосплавным вооружением, и цанги с одной ступенчатой прорезью. Центраторы З-ЦДП могут устанавливаться в КНБК с меньшим радиальным зазором между корпусом забойного двигателя и стенкой скважины. Простота конструкции, минимум деталей, большая площадь контактной поверхности цанги обеспечивают простоту и удобство манипуляций с центратором в условиях буровой, высокую надежность и большие усилия страгивания центратора после закрепления. Ступенчатая прорезь цанги исключает заедание резьбы при сжатии цанги, позволяет надежно прогнозировать необходимое усилие страгивания в пределах 100-500 кН в зависимости от момента свинчивания 25-56 кН.м.

ОК и выбор места для вырезания окна;
•

Вырезание окна в ОК;
• Установка цементного моста в интервале окна в ОК;
• Ориентирование отклонителя, забуривание бокового ствола и углубление его в соответствии с проектным профилем;
• Проведение комплекса ГИС;
• Оборудование ПЗС (спуск и крепление ЭК, хвостовика, фильтра и т.п.);
• Перфорация ЭК (при необходимости) и вызов притока.

породах средней твердости при подготовке стволов под спуск обсадных колонн.

стволах вертикальных и горизонтальных скважин.

обсадной колонны при капитальном ремонте скважин или очистки окна в

обсадной колонне. Изготавливаются двух видов вооружения: твердосплавные пластины (ФКК), композиционный твердосплавный материал (ФККИ).

долота, а также для центрирования и улучшения условий работы долота

и стабилизации направления оси скважины в мягких, средних и твердых малоабразивных и абразивных горных породах. Калибраторы выпускаются с прямыми (КЛ) и со спиральныим лопастями (КЛС). Корпус калибратора изготавливается ельнофрезированным с двумя присоединительными замковыми резьбами (муфта-ниппель) и армируется твердосплавными и алмазными композиционными материалами.

искривленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин. Отклонитель состоит из

шпинделя, винтовой пары, калибратора, одноплоскостного или кругового шарнира, возможна установка переводника ОШ 172.08.063. Отклонитель шарнирный относится к машинам объемного гидростатического действия и имеет ряд преимуществ по сравнению с другими отклонителями:
 Самая короткая шпиндельная часть. Это способствует интенсивному набору угла; Единственный винтобур, который оснащен вращающимся калибратором, который стоит к долоту ближе, чем у других центраторов. Завод поставляет калибраторы различных размеров: для набора кривизны и для стабилизации прямых участков; Оснащен одноплоскостным шарниром, что значительно влияет на интенсивность набора угла; У ОШ-172 самая большая интенсивность набора угла 1,0 град/м по сравнению с другими винтовыми двигателями; Ротор винтового двигателя защищен от всплытия при спуске инструмента креплением на корпусе торсиона болтом с гайкой и контргайкой;
Самое компактное уплотнение радиального подшипника.

1. Расход бурового раствора рабочей жидкости, м3/с 0,025:0,035 2. Момент силы на выходном валу, кН.м 1,5 : 3,0 3. Частота вращения выходного вала, с-1 1,33:1,83 4. Допускаемая осевая нагрузка, кН, не более 150 5. Диаметр калибратора, мм 212 и 215,9 6. Диаметр отклонителя, мм 172 - 0,4 7. Диаметр ниппеля, мм 195 - 0,72 8. Длина отклонителя, мм 3370 9. Масса отклонителя, кг 440

скважинах, имеющих угол наклона более 55-600, то есть когда силы

трения превышают силу собственной тяжести приборов.
 
1. Наружный диаметр, мм 195 2. Длина, мм 1431 3. Расчетная допустимая нагрузка, кН 150 4. Давление герметизации каротажного кабеля при одновременном перемещении глубинного прибора к забою скважины, кг/см2 150 5. Масса, кг 145 6. Присоединительные резьбы: верхняя муфта 3-147 нижняя ниппель 3-147 7. Наработка на отказ без ремонта, ч 50

и прямолинейных участках горизонтальных скважин. Служит для передачи крутящего момента

от винтового забойного двигателя на долото.

герметичной изоляцией поглощающих горизонтов или продуктивных пластов от вышерасположенного заколонного

пространства скважины. Рабочая среда, в которой работает пакер в скважине - минерализованная пластовая вода, нефть и газ, тампонажный или буровой раствор с плотностью до 2,4 г/см3, обработанные химическими реагентами. Пакер спускается в скважину в составе обсадной колонны для одноразового использования и работает без обслуживания и ремонта. Пакеры двухступенчатого и манжетного цементирования ПДМ применяются в наклонном и горизонтальном стволе скважины, для ее манжетного цементирования при комплектации соответствующими для этих целей пробками. При заказе оговаривается “Для горизонтальных скважин”.

цементирования хвостовых обсадных колонн с пакером типа ПДМ, применяемого для

манжетного цементирования наклонно-направленных или горизонтальных скважин с креплением их продуктивного интервала фильтровыми участками с целью решения следующих задач: обеспечения надежной (герметичной) изоляции продуктивного пласта от вышележащего заколонного пространства скважины, как в процессе цементирования, так и при освоении и эксплуатации; исключения попадания тампонажного раствора в интервал продуктивного пласта, его загрязнения при цементировании скважины и сохранения его коллекторских свойств; предотвращения возможности поглощения тампонажного раствора продуктивным пластом в процессе цементирования скважины и обеспечения его подъема за обсадной колонной до проектной высоты. Муфта МСЦХ может быть применена для спуска на бурильной колонне и цементирования хвостовиков через башмак колонны без пакера ПДМ.