ПОСТАНОВЛЕНИЕ Госгортехнадзора РФ от 27.12.2002 n 69 ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ИНСТРУКЦИИ ПО БЕЗОПАСНОСТИ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ ПРИ ВОССТАНОВЛЕНИИ БЕЗДЕЙСТВУЮЩИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН МЕТОДОМ СТРОИТЕЛЬСТВА ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОГО ИЛИ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ (вместе с Инструкцией... РД 08-625-03)


ФЕДЕРАЛЬНЫЙ ГОРНЫЙ И ПРОМЫШЛЕННЫЙ НАДЗОР РОССИИ
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 27 декабря 2002 г. N 69
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ "ИНСТРУКЦИИ ПО БЕЗОПАСНОСТИ
ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ ПРИ ВОССТАНОВЛЕНИИ БЕЗДЕЙСТВУЮЩИХ
НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН МЕТОДОМ СТРОИТЕЛЬСТВА
ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОГО
ИЛИ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ"
Федеральный горный и промышленный надзор России постановляет:
Утвердить "Инструкцию по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины".
Начальник
Госгортехнадзора России
В.М.КУЛЬЕЧЕВ



Утверждена
Постановлением
Госгортехнадзора России
от 27 декабря 2002 г. N 69
ИНСТРУКЦИЯ
ПО БЕЗОПАСНОСТИ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ
ПРИ ВОССТАНОВЛЕНИИ БЕЗДЕЙСТВУЮЩИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ
СКВАЖИН МЕТОДОМ СТРОИТЕЛЬСТВА ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО
НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОГО ИЛИ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО
СТВОЛА СКВАЖИНЫ
РД 08-625-03
Разработана и внесена Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора России.
Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины разработана в развитие "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденных Постановлением Госгортехнадзора России от 09.04.1998 N 24.
Настоящая Инструкция разработана в связи с увеличением объема работ по восстановлению бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины.
В подготовке Инструкции принимали участие специалисты Госгортехнадзора России, Ассоциации буровых подрядчиков и ДООО "Бургаз". В Инструкции учтены предложения и рекомендации предприятий и организаций нефтегазового комплекса, связанных с восстановлением бездействующих нефтегазовых скважин.
1. Общие положения
Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины разработана в соответствии с Положением о Госгортехнадзоре России, утвержденном Постановлением Правительства Российской Федерации N 841 от 03.12.01, Федеральными законами "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" N 116-ФЗ от 21.07.97, "О недрах" N 27-ФЗ от 03.03.95, "Общими правилами промышленной безопасности для организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов", утвержденными Постановлением Госгортехнадзора России от 18.10.2002 N 61-А, и другими законодательными актами и нормативными документами, регулирующими деятельность в области промышленной безопасности, охраны недр и окружающей среды.
Требования настоящей Инструкции обязательны для всех предприятий и организаций (включая иностранные) независимо от форм собственности, действующих на территории Российской Федерации при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины.
В настоящей Инструкции конкретизированы и уточнены требования по безопасному ведению работ при строительстве нефтяных и газовых скважин с учетом специфики выполнения буровых и других работ при строительстве дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины, а также других требований безопасности в нефтяной и газовой промышленности. В том числе установлены дополнительные требования, выполнение которых позволит обеспечить безопасность ведения работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин.
2. Требования к технологии строительства дополнительного
ствола или ответвлений
2.1. Строительство дополнительного ствола или ответвлений осуществляется по рабочему проекту.
2.2. Для выбора скважин, подлежащих восстановлению, необходимо иметь следующую информацию:
- дата ввода скважины в эксплуатацию;
- дата перевода скважины в бездействующий фонд и причины ликвидации скважины;
- текущий и накопленный дебит скважин, метод эксплуатации;
- конструкция скважины, технические характеристики эксплуатационной колонны;
- методы интенсификации добычи, виды обработки призабойной зоны, их результаты (планируемые и фактические);
- данные исследования пласта для определения остаточных запасов нефти;
- возможные осложнения при эксплуатации скважины;
- характеристика добываемой жидкости (нефть, вода, их соотношение в %);
- характеристика водогазонефтяного контакта;
- температура и давление на забое скважины;
- мощность продуктивного горизонта, глубины "кровли-подошвы";
- геологическая информация о скважине - типовой ГТН, технические особенности проводки скважины (нефтегазоводопроявления, потери циркуляции, литология продуктивной зоны и интервала на 500 м выше продуктивной зоны, углы наклона пластов, коллекторские свойства пластов);
- инклинометрическая информация о фактической траектории ствола скважины;
- состояние эксплуатационной колонны;
- прочность цементного камня за обсадной колонной.
2.3. Технология строительства дополнительного ствола и ответвлений предусматривает:
- выбор наземного оборудования;
- определение оптимальной глубины интервала забуривания ствола;
- предварительный расчет длины участка обсадной колонны, подлежащего вскрытию;
- выбор режимных параметров вскрытия колонны;
- расчет установки цементного моста;
- расчет проектного профиля и конструкции ствола и ответвлений;
- расчет отклоняющих и неориентируемых компоновок бурильного инструмента для забуривания ствола;
- выбор способа и технических средств ориентирования отклоняющей компоновки и контроля параметров ствола скважины;
- выбор режимных параметров забуривания и бурения "нового" ствола;
- заканчивание скважины.
2.4. Применение технологии забуривания дополнительного ствола обеспечивает:
- забуривание ствола в интервале вырезанного участка обсадной колонны диаметром от 140 до 178 мм с цементного моста на глубине до 3500 м;
- максимальную интенсивность изменения зенитного угла ствола скважины;
- свободный пропуск в дополнительный ствол бурильного инструмента, геофизических приборов, отклоняющих компоновок бурильной колонны, "хвостовика", фильтра, пакеров и т.п.;
- безопасность бурения, крепления и последующей эксплуатации скважины.
2.5. Технологический процесс забуривания включает следующие операции:
а) подготовку скважины к забуриванию:
- отсечение нижерасположенной части эксплуатационной колонны путем установки цементного моста или пакера;
- опрессование обсадной колонны;
- шаблонирование эксплуатационной колонны;
- определение местоположения муфтовых соединений обсадной колонны;
б) вырезание участка обсадной колонны необходимой длины;
в) установку цементного моста в интервале вырезанного участка обсадной колонны;
г) забуривание ствола;
д) бурение ствола в заданном направлении;
е) крепление дополнительного ствола и ответвлений.
3. Проектирование профилей дополнительных стволов
3.1. Проектирование направляющей части профиля
дополнительных стволов
Проектирование профилей дополнительных стволов скважин - одна из составных частей технического проекта восстановления малодебитных и бездействующих скважин. Целью проектирования профиля ствола восстанавливаемой скважины являются выбор его типа, расчет и построение траектории оси ствола.
Типы профилей дополнительных стволов можно разделить на две группы: плоскостные и пространственные. Наиболее распространенными типами профилей дополнительных стволов являются профили плоскостного типа (рис. 1) <*>.
------------------------------------
<*> Рисунки не приводятся.
Выбор типа профиля ствола для восстановления конкретной скважины зависит от геолого-технических условий бурения, от способа вскрытия продуктивного горизонта (горизонтальным, наклонным или вертикальным стволом), от расположения предполагаемой точки входа в продуктивный пласт относительно восстанавливаемой скважины и т.д.
Основное отличие профилей дополнительных стволов от профилей наклонно направленных или горизонтальных скважин состоит в том, что дополнительный ствол обычно начинается с участка зарезки с некоторым начальным зенитным углом альфа1. В частном случае альфа1 = 0.
Величина зенитного угла альфа1 зависит от параметров кривизны восстанавливаемой скважины на глубине зарезки и от азимута направления дополнительного ствола. В связи с этим схема расчета дополнительного ствола несколько отличается от расчета профилей наклонных и горизонтальных скважин. На практике применяются, в основном, пять типов профилей дополнительных стволов, каждому из которых присвоен условный номер. Предполагается, что зарезка ствола начинается с набора зенитного угла альфа1. Профиль дополнительного ствола 1 типа (рис. 1) состоит из двух участков: набора зенитного угла от заданного значения альфа1 до значения альфа2 с постоянным радиусом кривизны R2 и участка Sn в продуктивном пласте.
Профиль ствола 2 типа (рис. 1) состоит из трех участков: набора зенитного угла от заданного значения альфа1 до значения альфа2 с постоянным радиусом кривизны R2, набором зенитного угла до значения альфа3 с постоянным радиусом кривизны R3 и участка Sn.
Профиль дополнительного ствола 3 типа (рис. 1) состоит из четырех участков: набора зенитного угла от заданного значения альфа1 до значения альфа2 с постоянным радиусом кривизны R2, прямолинейно-наклонного участка L, набора зенитного угла до значения альфа3 с постоянным радиусом кривизны R3 и участка Sn.
Профиль бокового ствола 4 типа (рис. 1) состоит из трех участков: набора зенитного угла от заданного значения альфа1 до значения альфа2 с постоянным радиусом кривизны R2, прямолинейно-наклонного участка L и участка Sn.
Профиль бокового ствола 5 типа (рис. 1) состоит из четырех участков: набора зенитного угла от заданного значения альфа1 до значения альфа2 с постоянным радиусом кривизны R2, прямолинейно-наклонного участка L, уменьшения зенитного угла до значения альфа3 с постоянным радиусом кривизны R3 и участка Sn.
Предполагается, что участок Sn, который присутствует в каждом из предлагаемых типов профилей дополнительных стволов располагается в продуктивном пласте. Форма участка Sn может быть криволинейной или прямолинейной, в зависимости от решаемой задачи.
Расчет плоскостных профилей дополнительных стволов сводится к определению проекций и длин участков профиля, зенитного угла и интенсивности (радиуса) искривления каждого из участков, а также к определению длины дополнительного ствола (табл. 1).
Таблица 1
ОСНОВНЫЕ ФОРМУЛЫ
ДЛЯ РАСЧЕТА КАЖДОГО ИЗ ТИПОВ ПРОФИЛЕЙ БОКОВЫХ СТВОЛОВ
-------T---------------------------------------------------------¬
¦N типа¦ Формулы ¦
¦профи-¦ ¦
¦ля бо-¦ ¦
¦кового¦ ¦
¦ствола¦ ¦
+------+---------------------------------------------------------+
¦ 1 ¦ 2 ¦
+------+---------------------------------------------------------+
¦ 1 ¦H - H1 - R2 (sin альфа2 - sin альфа1) = 0 ¦
¦ ¦A - R2 (cos альфа1 - cos альфа2) = 0 ¦
+------+---------------------------------------------------------+
¦ 2 ¦H - H1 - R2 (sin альфа2 - sin альфа1) - R3 (sin альфа3 - ¦
¦ ¦sin альфа2) = 0 ¦
¦ ¦A - R2 (cos альфа1 - cos альфа2) - R3 (cos альфа2 - ¦
¦ ¦cos альфа3) = 0 ¦
+------+---------------------------------------------------------+
¦ 3 ¦H - H1 - R2 (sin альфа2 - sin альфа1) - R3 (sin альфа3 - ¦
¦ ¦sin альфа2) - L cos альфа2 = 0 ¦
¦ ¦A - R2 (cos альфа1 - cos альфа2) - R3 (cos альфа2 - ¦
¦ ¦cos альфа3) - L sin альфа2 = 0 ¦
+------+---------------------------------------------------------+
¦ 4 ¦H - H1 - R2 (sin альфа2 - sin альфа1) - L cos альфа2 = 0 ¦
¦ ¦A - R2 (cos альфа1 - cos альфа2) - L sin альфа2 = 0 ¦
+------+---------------------------------------------------------+
¦ 5 ¦H - H1 - R2 (sin альфа2 - sin альфа1) - R3 (sin альфа3 - ¦
¦ ¦sin альфа2) - L cos альфа2 = 0 ¦
¦ ¦A - R2 (cos альфа1 - cos альфа2) - R3 (cos альфа2 - ¦
¦ ¦cos альфа3) - L sin альфа2 = 0 ¦
L------+----------------------------------------------------------
Для расчета профилей дополнительных стволов необходимы следующие исходные данные (табл. 2).
Таблица 2
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ И ОПРЕДЕЛЯЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ
ПРОФИЛЕЙ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ СТВОЛОВ
-----------------------T----------------------------T------------¬
¦ N типа профиля ¦ Исходные данные ¦Определяемые¦
¦дополнительного ствола¦ ¦ параметры ¦
+----------------------+----------------------------+------------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦
+----------------------+----------------------------+------------+
¦ 1 ¦H, H1, A, альфа1 ¦альфа2, R2 ¦
+----------------------+----------------------------+------------+
¦ 2 ¦H, H1, R2, A, альфа1, альфа2¦альфа3, R3 ¦
+----------------------+----------------------------+------------+
¦ 3, 5 ¦H, H1, A, альфа1, альфа2, L ¦альфа3, R3 ¦
+----------------------+----------------------------+------------+
¦ 4 ¦H, H1, A, альфа1, L ¦альфа2, R2 ¦
L----------------------+----------------------------+-------------
При расчете профилей дополнительных стволов возможны также другие сочетания исходных данных и определяемых параметров, в зависимости от поставленной задачи. Например, если определяемыми параметрами для 1 типа профиля дополнительного ствола являются альфа2 и A, то исходными данными являются Н, Н1, R2, альфа1 и т.д.
3.2. Проектирование параметров участка профиля
дополнительного ствола в пределах продуктивного пласта
Важным фактором, влияющим на эффективность строительства восстанавливаемых скважин и последующую добычу, является также форма траектории ствола в пределах продуктивного пласта. На рис. 2 приведены схемы двух наиболее распространенных типов завершающего участка профилей.
Первый тип - четырехинтервальный (см. рис. 2а), включает:
- интервал набора кривизны (обозначен линией АВ) длиной l1 по стволу и h1 по вертикали. На этом интервале зенитный угол альфакр на глубине кровли продуктивно увеличивается до альфаг = 90 град. в середине пласта. Проекция ствола на горизонтальную плоскость (отклонение от вертикали на интервале) - а1;
- интервал стабилизации кривизны (ВС), длина интервала l2 = а2;
- второй интервал набора кривизны (CD), зенитный угол альфаг = 90 град. + бета. Значение бета определяется в зависимости от остальных параметров искривления данного интервала - l3, а3; h3 = h1 - дельта1;
- интервал спада кривизны (DЕ), зенитный угол альфаmax уменьшается до альфаmin. Параметры профиля l4, а4; h4 = hпл - (дельта1 + дельта2); определяются расчетным путем в зависимости от общей протяженности горизонтального ствола, толщины пласта и т.д.
дельта1, дельта2 - расстояния от кровли и подошвы пласта до крайней верхней и нижней точек нахождения ствола скважины соответственно. Так как после достижения этих отметок ствол скважины может быть продолжен бурением на определенную длину, то с учетом практических данных [15] значения дельта1 и дельта2 приняты: дельта1 = 0,2hпл; дельта2 = 0,1hпл. Таким образом, величина Lг = l1 + l2 + l3 + l4, а длина проекции ствола скважины на горизонталь Аг = а1 + а2 + а3 + а4. Ввиду больших значений альфа в пределах пласта с достаточной точностью можно принять Аг = Lг.
Второй тип - трехинтервальный (см. рис. 2б), отличается от первого отсутствием второго участка набора кривизны. Четырехинтервальный профиль применяется, в основном, в тех случаях, когда необходимо дополнительно вскрыть пропластки, расположенные в прикровельной части пласта, а также когда при бурении горизонтального участка происходит непрогнозируемый спад кривизны. Очевидно, что бурение скважины по первому профилю сложнее, чем по второму.
Другим недостатком четырехинтервального профиля является то, что наличие вогнутой части ствола на участке АВСD (рис. 2б) может способствовать накоплению пластовой воды, что, в свою очередь, препятствует движению нефти и приводит к преждевременному обводнению скважин. Кроме того, как видно из рис. 2, при использовании трех- и четырехинтервальных профилей в дренаже участвует практически вся мощность пласта. Исходя из отмеченного и с учетом технологических особенностей бурения, трехинтервальный профиль горизонтального ствола скважины в пределах продуктивного пласта можно считать предпочтительным.
Наиболее простым типом завершающего участка профиля является двухинтервальный, включающий интервал набора кривизны альфакр до 90 град. в середине пласта и интервал стабилизации кривизны на всей длине горизонтального ствола, который, как показывает практика, обычно применяется в пластах малой толщины. Методика расчета профиля горизонтальной скважины, ствол которой проложен в середине пласта по прямолинейной траектории, представлена в [14], методика расчета криволинейной траектории ствола в пределах продуктивного пласта описана в [11].
Отметим, что независимо от типа профиля на эффективность применения горизонтальных скважин влияет соотношение длин различных участков траектории ствола в пределах продуктивного пласта. Известно [4, 15], что длина интервала набора кривизны l1 должна быть меньше длины интервала спада кривизны l3. В то же время основная часть длины ствола в пласте l2, от общей величины Lг, должна проходить в середине пласта. Тогда рекомендуемые соотношения длин для трехинтервального профиля могут быть следующими:
l1 ~= 0,2Lг; l2 ~= 0,5Lг; l3 ~= 0,3Lг; (3.1)
Ниже приводится последовательность расчета основных параметров горизонтального ствола с целью повышения качественных показателей бурения и добычи скважин.
1. Параметры профиля горизонтального ствола на первом участке набора кривизны (интервал бурения от точки А до точки В), рис. 7а:
h1 = R1 (sin 90 град. - sin альфакр) = R1 (1 - sin альфакр); (3.2)
a1 = R1 (cos альфакр - cos 90 град.) = R1 cos альфакр; (3.3)
l1 = 0,01745R1 (90 град. - альфакр). (3.4)
По формуле (3.4) при известном значении h1 и R1 предварительно определяется альфакр.
альфакр = arcsin(1 - h1 / R1), (3.5)
где h1 = 0,5hпл; R1 - задается с учетом прогнозируемых результатов работы по набору кривизны принятой отклоняющей компоновки низа бурильной колонны.
2. Параметры профиля горизонтального ствола на втором участке набора кривизны (интервал бурения от точки С до точки D) - от середины пласта до расстояния дельта1 от кровли пласта (рис. 2а):
h3 = R2 (sin 90 град. - sin альфаmax) = R2 (1 - cos бета); (3.6)
а3 = R2 (cos 90 град. - cos альфаmax) = R2 sin бета; (3.7)
l3 = 0,01745R2 (альфаmax - 90 град.). (3.8)
Так как альфаmax > 90 град., то:
sin альфаmax = sin(90 град. + бета) = cos бета;
cos альфаmax = cos(90 град. + бета) = -sin бета. (3.9)
Для расчета параметров профиля задаются либо величиной R2, используемой для известной КНБК, и определяют бета, либо, наоборот, задаются величиной бета и находят R2.
R2 = h3 / (1 - cos бета); (3.10)
бета = arccos[(R2 - h3) / R2]. (3.11)
3. Расчетные формулы для определения параметров профиля горизонтального ствола на участке спада кривизны (интервал бурения от точки D до точки Е), рис. 2а.
Расчетные формулы имеют различный вид в зависимости от величины альфаср, радиуса искривления на участке спада кривизны R3, значений максимального зенитного угла - начального альфаmax и конечного минимального значения альфаmin. Варианты расчетных формул следующие:
3.1. При альфаср = (альфаmax + альфаmin) / 2 > 90 град. и альфаmin < 90 град.:
h4 = R3 (sin альфаmin - sin альфаmax) = R3 (sin альфаmin - cos бета), (3.12)
где sin альфаmax = sin (90 град. + бета) = cos бета;
а4 = R3 (cos альфаmin - cos альфаmax) = R3 (cos альфаmin + sin бета), (3.13)
где cos альфаmax = cos(90 град. + бета) = -sin бета.
3.2. При альфаср < 90 град. и альфаmin < 90 град.:
h4 = R3 (sin альфаmax - sin альфаmin) = R3 (cos бета - sin альфаmin), (3.14)
где sin альфаmax = cos бета;
а4 = R3 (cos альфаmin - cos альфаmax) = R3 (cos альфаmin + sin бета). (3.15)
Для обоих вариантов длина ствола:
l4 = 0,01745R3 (альфаmax - альфаmin). (3.16)
Как было отмечено, заданными могут быть либо R3, либо альфаmin.
В табл. 3, 4, 5 в качестве примера приведены результаты расчета параметров профиля горизонтального ствола в пределах продуктивного пласта толщиной 10 м, 15 м, 20 м. В табл. 4 при заданном значении h = 0,5hпл и радиусах искривления R1 = 573 м, 82 м, 286,5 м определены значения альфакр, l1 и а1. На этом участке для набора кривизны от альфакр до альфаг = 90 град., как правило, применяется специальная ориентируемая КНБК в сочетании с телесистемой для контроля и управления траекторией ствола скважины.
В табл. 4 приводятся расчетные данные параметров профиля на втором участке набора кривизны от альфаг = 90 град. до альфаmax, равных 94 град. и 98 град. Предварительно определяется h3 = h1 - дельта1, где дельта1 = 0,2hпл = 2 м. Например, при hпл = 10 м, h1 = 5 м, h3 = 5 - 2 = 3 м. Затем находятся R3, а3 и l3. Набор кривизны до альфаmax = 94 град. при R3 = 1250 м (iальфа = 4,85 град./100 м) возможен путем использования неориентируемых КНБК, обеспечивающих малоинтенсивный набор кривизны, или применения регулируемых управляемых КНБК. В варианте набора кривизны до 98 град. ввиду необходимости набора кривизны с большей интенсивностью iальфа = 18,54 град./100 м требуется применение КНБК, аналогичной применяемой на интервале l1.
В табл. 5 приведены результаты расчета параметров профиля на интервале спада кривизны от значения альфаmax до минимального значения альфаmin. Например, при hпл = 10 м альфаmax = 94 град. и альфаmax = 98 град., а альфаmin = 87 град. и альфаmin = 89 град. Здесь также предварительно определяется h4 = hпл - (дельта1 + дельта2), дельта2 = 0,1hпл = 1 м, тогда h4 = 10 - (2 + 1) = 7 м, дельта1 = 2 м. Затем находятся R3, а4 и l4. Из данных табл. 6 видно, что снижение кривизны при принятых значениях альфаmin достижимо путем применения, в основном, неориентируемых КНБК ввиду небольших величин интенсивности спада кривизны.
Таблица 3
ПАРАМЕТРЫ ИСКРИВЛЕНИЯ СТВОЛА
ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ НА ИНТЕРВАЛЕ БУРЕНИЯ
ОТ КРОВЛИ ДО СЕРЕДИНЫ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
----T------T-------T------T----------T-------------T------T------¬
¦ N ¦Тол- ¦Рассто-¦Радиус¦Интенсив- ¦Зенитный угол¦Откло-¦Длина ¦
¦п/п¦щина ¦яние от¦иск- ¦ность на- ¦скважины на ¦нение ¦ствола¦
¦ ¦пласта¦кровли ¦ривле-¦бора кри- ¦глубине кров-¦ствола¦сква- ¦
¦ ¦hпл, м¦продук-¦ния ¦визны ¦ли продук- ¦от ¦жины в¦
¦ ¦ ¦тивного¦R1, м ¦iальфа, ¦тивного плас-¦верти-¦интер-¦
¦ ¦ ¦пласта ¦ ¦град./10 м¦та альфакр, ¦кали ¦вале ¦
¦ ¦ ¦до се- ¦ ¦ ¦град. ¦на ин-¦l1, м ¦
¦ ¦ ¦редины ¦ ¦ ¦ ¦терва-¦ ¦
¦ ¦ ¦пласта ¦ ¦ ¦ ¦ле а1,¦ ¦
¦ ¦ ¦h1, м ¦ ¦ ¦ ¦м ¦ ¦
+---+------+-------+------+----------+-------------+------+------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦
+---+------+-------+------+----------+-------------+------+------+
¦1 ¦ 10 ¦ 5,0 ¦573,0 ¦ 1,0 ¦ 82,5 ¦ 74,8 ¦ 75,0 ¦
¦ ¦ ¦ ¦382,0 ¦ 1,5 ¦ 80,7 ¦ 61,7 ¦ 62,0 ¦
¦ ¦ ¦ ¦286,5 ¦ 2,0 ¦ 79,4 ¦ 52,7 ¦ 53,0 ¦
+---+------+-------+------+----------+-------------+------+------+
¦2 ¦ 15 ¦ 7,5 ¦573,0 ¦ 1,0 ¦ 80,7 ¦ 92,6 ¦ 93,0 ¦
¦ ¦ ¦ ¦382,0 ¦ 1,5 ¦ 78,7 ¦ 74,8 ¦ 75,3 ¦
¦ ¦ ¦ ¦286,5 ¦ 2,0 ¦ 76,8 ¦ 65,4 ¦ 66,0 ¦
+---+------+-------+------+----------+-------------+------+------+
¦3 ¦ 20 ¦ 10,0 ¦573,0 ¦ 1,0 ¦ 79,4 ¦105,4 ¦106,0 ¦
¦ ¦ ¦ ¦382,0 ¦ 1,5 ¦ 76,8 ¦ 87,2 ¦ 88,0 ¦
¦ ¦ ¦ ¦286,5 ¦ 2,0 ¦ 74,8 ¦ 75,1 ¦ 76,0 ¦
L---+------+-------+------+----------+-------------+------+-------
Таблица 4
ПАРАМЕТРЫ ИСКРИВЛЕНИЯ СТВОЛА
ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ НА ИНТЕРВАЛЕ НАБОРА ЗЕНИТНОГО
УГЛА В ПРОДУКТИВНОМ ПЛАСТЕ ОТ альфаг = 90 ГРАД.
ДО МАКСИМАЛЬНОГО УГЛА альфаmax
----T-----T--------------T------T-----------T-------------T------¬
¦ N ¦Тол- ¦Расстояние от ¦Радиус¦Интенсив- ¦Максимальный ¦Откло-¦
¦п/п¦щина ¦середины плас-¦иск- ¦ность на- ¦зенитный ¦нение ¦
¦ ¦плас-¦та до отметки,¦ривле-¦бора кри- ¦угол скважи- ¦ствола¦
¦ ¦та ¦равной дельта1¦ния ¦визны ¦ны альфаmax, ¦от ¦
¦ ¦hпл, ¦от кровли ¦R2, м ¦iальфа, ¦град. ¦верти-¦
¦ ¦м ¦пласта, h3, м ¦ ¦град./100 м¦ ¦кали ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦на ин-¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦терва-¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ле а3,¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦м ¦
+---+-----+--------------+------+-----------+-------------+------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦
+---+-----+--------------+------+-----------+-------------+------+
¦1 ¦ 10 ¦ 3,0 ¦1250,0¦ 4,58 ¦ 94 ¦87,2 ¦
¦ ¦ ¦ ¦ 309,0¦ 18,54 ¦ 98 ¦43,1 ¦
+---+-----+--------------+------+-----------+-------------+------+
¦2 ¦ 15 ¦ 4,5 ¦1875,0¦ 3,06 ¦ 94 ¦130,8 ¦
¦ ¦ ¦ ¦ 436,9¦ 112,35 ¦ 98 ¦64,5 ¦
+---+-----+--------------+------+-----------+-------------+------+
¦3 ¦ 20 ¦ 6,0 ¦2500,0¦ 2,30 ¦ 94 ¦174,4 ¦
¦ ¦ ¦ ¦ 618,5¦ 19,26 ¦ 98 ¦86,3 ¦
L---+-----+--------------+------+-----------+-------------+-------
Таблица 5
ПАРАМЕТРЫ ИСКРИВЛЕНИЯ СТВОЛА
ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ НА ИНТЕРВАЛЕ СПАДА ЗЕНИТНОГО
УГЛА В ПРОДУКТИВНОМ ПЛАСТЕ ОТ альфаmax ДО альфаmin
----T------T-------T------T----------T-------------T------T------¬
¦ N ¦Тол- ¦Рассто-¦Радиус¦Интенсив- ¦Зенитный угол¦Откло-¦Длина ¦
¦п/п¦щина ¦яние от¦иск- ¦ность на- ¦скважины на ¦нение ¦ствола¦
¦ ¦пласта¦кровли ¦ривле-¦бора кри- ¦глубине кров-¦ствола¦сква- ¦
¦ ¦hпл, м¦продук-¦ния ¦визны ¦ли продук- ¦от ¦жины в¦
¦ ¦ ¦тивного¦R1, м ¦iальфа, ¦тивного плас-¦верти-¦интер-¦
¦ ¦ ¦пласта ¦ ¦град./10 м¦та альфакр, ¦кали ¦вале ¦
¦ ¦ ¦до се- ¦ ¦ ¦град. ¦на ин-¦l1, м ¦
¦ ¦ ¦редины ¦ ¦ ¦ ¦терва-¦ ¦
¦ ¦ ¦пласта ¦ ¦ ¦ ¦ле а1,¦ ¦
¦ ¦ ¦h1, м ¦ ¦ ¦ ¦м ¦ ¦
+---+------+-------+------+----------+-------------+------+------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦
+---+------+-------+------+----------+-------------+------+------+
¦1 ¦ 10 ¦ 7,0 ¦ 7000 ¦ 0,82 ¦ 87 ¦ 854,7¦ 855,0¦
¦ ¦ ¦ ¦ 737 ¦ 7,77 ¦ 89 ¦ 115,5¦ 115,7¦
+---+------+-------+------+----------+-------------+------+------+
¦2 ¦ 15 ¦ 10,5 ¦10500 ¦ 0,54 ¦ 87 ¦1282,0¦1283,0¦
¦ ¦ ¦ ¦ 1105 ¦ 5,18 ¦ 89 ¦ 173,5¦ 174,0¦
+---+------+-------+------+----------+-------------+------+------+
¦3 ¦ 20 ¦ 14,0 ¦14000 ¦ 0,41 ¦ 87 ¦1709,4¦1710,0¦
¦ ¦ ¦ ¦ 1474 ¦ 3,90 ¦ 89 ¦ 231,0¦ 231,5¦
L---+------+-------+------+----------+-------------+------+-------
Предельные радиусы искривления ствола скважины при использовании бурильных труб диаметром 73 мм - 140 мм и обсадных труб диаметром 102 мм - 229 мм с учетом упругих деформаций.
4. Выбор глубины вырезания и забуривания
дополнительного ствола
Определение глубины и метода вырезания и забуривания дополнительного ствола, "создание щелевидного окна" или удаление участка обсадной колонны обуславливается следующим:
- скважина в интервале забуривания закреплена одной или несколькими обсадными колоннами;
- наличие или отсутствие цементного кольца за обсадной колонной;
- необходимость и возможность затрубного цементирования;
- устойчивость стенки скважины, минимальная твердость горных пород в интервале забуривания;
- максимальный зенитный угол и интенсивность искривления оси скважины в зоне выше интервала забуривания (для метода вырезания с помощью УВУ - зенитный угол не должен превышать 45 - 50 град.);
- наименьшая вероятность выбросов нефти и газа при забуривании;
- превышение проектной длины дополнительного ствола над заданной величиной горизонтального смещения нового забоя от скважины не менее чем в два раза.
5. Специальные технические средства
для создания щелевидного "окна" и удаления части
обсадной колонны
5.1. Устройства вырезающие универсальные (УВУ)
5.1.1. УВУ предназначены для вырезания участка обсадной колонны диаметром от 168 до 219 мм
(ТУ 39-04-851-83).
УВУ.168 - для колонны диаметром 168 мм.
УВУ.178 - для колонны диаметром 178 мм.
УВУ.194 - для колонны диаметром 194 мм.
УВУ.219 - для колонны диаметром 219 мм.
Изготовитель - опытный завод ВНИИБТ, г. Котово.
5.1.2. Техническая характеристика УВУ
Диаметр по раскрытым резцам, мм
УВУ.168 212
УВУ.178 220
УВУ.194 236
УВУ.219 260
Диаметр корпуса по ограничителям, мм
УВУ.168 140
УВУ.178 148
УВУ.194 164
УВУ.219 190
Масса, кг
УВУ.168 160
УВУ.178 167
УВУ.194 180
УВУ.219 203
Длина, мм, не более 1866
Присоединительная резьба, ГОСТ 5286-75 З-88
Количество резцов в комплекте на сборку, шт. 5
Осевая нагрузка на резцы, кН, не более 40
Количество прокачиваемой жидкости, куб. м/с 0,01 - 0,016
-1
Частота вращения, с (об./мин.) 0,66 - 1,17 (40 - 70)
Перепад давления на устройстве, МПа 2,0 - 4,0
Температура рабочей среды, град. С, не более 100
Средняя механическая скорость вырезания, м/с (м/ч) 0,00019 (0,7)
Проходка на комплект резцов, м, не менее 9
Вид промывочной жидкости Вода или буровой раствор
без добавок
абразивных утяжелителей
Описание конструкции УВУ, принципа действия и технического обслуживания приведены в приложении 1.
5.2. Устройство вырезающее 114 (УВУ 144)
5.2.1. УВ 114 предназначены для вырезания участка обсадной колонны диаметром от 140 до 146 мм (ТУ 39-1190-87).
5.2.2. Техническая характеристика УВ 114
Диаметр корпуса, мм 114
Диаметр по раскрытым резцам, мм 175
Длина, мм, не более 1890
Масса, кг 120
Присоединительная резьба, ГОСТ 5286-75 З-88
Количество резцов в комплекте на сборку, шт. 5
Осевая нагрузка на резцы, кН, не более 40
-1
Частота вращения, с (об./мин.) 0,5 - 1,5 (30 - 90)
Количество прокачиваемой жидкости, куб. м/с 0,01 - 0,016
Температура рабочей среды, град. С, не более 100
Средняя механическая скорость вырезания, м/с (м/ч) 0,00019 (0,7)
Перепад давления на устройстве, МПа 2,0 - 4,0
Проходка на комплект резцов, м, не менее 9
Вид промывочной жидкости Вода или буровой раствор
без добавок абразивных
утяжелителей
Описание конструкции УВ, принципа действия и технического обслуживания приведены в приложении 2.
5.2.3. Технические характеристики УВ 216
Диаметр корпуса, мм 216 +/- 1,15
Диаметр направляющей, мм 230 +/- 2,3
Диаметр по раскрытым резцам, мм 280 +/- 2,6
Длина, мм 2030 +/- 14
Масса, кг, не более 275 +/- 11
Присоединительная резьба, ГОСТ 5286-75 З-117
Количество резцов в комплекте на сборку, шт. 5
Осевая нагрузка на резцы, кН, не более 40
-1
Частота вращения, с , в пределах 0,5 - 1,0
Количество прокачиваемого бурового 0,012 - 0,020
раствора, куб. м/с, в пределах
Температура рабочей среды, град. С, не более 100
Перепад давления на устройстве, МПа, в пределах 2,0 - 4,0
Средняя механическая скорость 0,4
вырезания, м/ч, не менее
Масса комплекта поставки, кг 375 +/- 15
Габаритные размеры транспортного 2200 х 300 х 300
места, мм, не более
Установленный ресурс до списания, ч 200
Средний срок службы, год, не менее 1,5
Установленный срок хранения до ввода в 1,0
эксплуатацию, год
5.3. Фрезы раздвижные гидравлические для вырезания обсадной колонны диаметром от 144 до 219 мм
Таблица 6
------------T--------T------------------T------------------------¬
¦Обозначение¦Наружный¦Диаметр вырезаемой¦Присоединительная резьба¦
¦ ¦диаметр,¦ обсадной колонны,¦ по ГОСТ 28487-90 ¦
¦ ¦ мм ¦ мм ¦ ¦
+-----------+--------+------------------+------------------------+
¦ФР-95/114 ¦ 92 ¦ 114 ¦ З-76 ¦
¦ФР-114/140 ¦ 114 ¦ 140 ¦ З-86 ¦
¦ФР-114/146 ¦ 114 ¦ 146 ¦ З-86 ¦
¦ФР-146 ¦ 114 ¦ 146 ¦ З-86 ¦
¦ФР-146М ¦ 114 ¦ 146 ¦ З-86 ¦
¦ФР-168 ¦ 140 ¦ 168 ¦ З-88, З-86 ¦
¦ФР-219 ¦ 185 ¦ 219 ¦ З-147 ¦
L-----------+--------+------------------+-------------------------
Изготовитель - НПП "Азимут", г. Уфа.
5.4. Фрезы колонные раздвижные для вырезания участков обсадной колонны диаметром от 114 до 219 мм
Таблица 7
------------T--------T------------------T----------T-------------¬
¦Типоразмер ¦Наружный¦Диаметр вырезаемой¦ Наружный ¦Присоедини- ¦
¦ ¦диаметр,¦ обсадной колонны,¦диаметр по¦тельная резь-¦
¦ ¦ мм ¦ мм ¦раскрытым ¦ба по ¦
¦ ¦ ¦ ¦лопастям, ¦ГОСТ 28487-90¦
¦ ¦ ¦ ¦ мм ¦ ¦
+-----------+--------+------------------+----------+-------------+
¦ФКР-114 ¦ 92 ¦ 114 ¦ 140 ¦ З-66 ¦
¦ФКР-140/146¦ 114 ¦ 140/146 ¦ 182 ¦ З-86 ¦
¦ФКР-168 ¦ 138 ¦ 168 ¦ 215 ¦ З-88 ¦
¦ФКР-219 ¦ 185 ¦ 219 ¦ 270 ¦ З-147 ¦
L-----------+--------+------------------+----------+--------------
5.4.1. Техническая характеристика ФКР-146
Таблица 8
-------------------------------------------------------T---------¬
¦Длина, мм ¦1300 ¦
¦Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90 ¦З-86 ¦
¦Расход промывочной жидкости при врезке, л/сек. ¦8 - 8,5 ¦
¦Расход промывочной жидкости при фрезеровании, л/сек. ¦12 ¦
¦Перепад давления на фрезе при врезке, л/сек. ¦40 - 45 ¦
¦Перепад давления на фрезе при фрезеровании, л/сек. ¦25 - 30 ¦
¦Частота вращения, об./мин. ¦38 - 42 ¦
¦Нагрузка, т ¦1 - 5 ¦
L------------------------------------------------------+----------
5.4.2. Техническая характеристика ФКР-168
Таблица 9
-------------------------------------------------------T---------¬
¦Длина, мм ¦1704 ¦
¦Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90 ¦З-88 ¦
¦Расход промывочной жидкости при врезке, л/сек. ¦8 - 8,5 ¦
¦Расход промывочной жидкости при фрезеровании, л/сек. ¦12 ¦
¦Перепад давления на фрезе при врезке, л/сек. ¦40 - 45 ¦
¦Перепад давления на фрезе при фрезеровании, л/сек. ¦25 - 30 ¦
¦Частота вращения, об./мин. ¦38 - 60 ¦
¦Нагрузка, т ¦1 - 5 ¦
L------------------------------------------------------+----------
Изготовитель - НПП "Азимут", г. Уфа
5.5. Расширители раздвижные гидравлические
Таблица 10
------------T--------------T------------T------------------------¬
¦Обозначение¦Диаметр расши-¦Диаметр рас-¦Присоединительная резьба¦
¦ ¦рителя в тран-¦ширителя в ¦ по ГОСТ 28487-90 ¦
¦ ¦спортном поло-¦рабочем по- ¦ ¦
¦ ¦жении, мм ¦ложении, мм ¦ ¦
+-----------+--------------+------------+------------------------+
¦РРГ-114/146¦ 144 ¦ 146 ¦ З-76 ¦
¦РРГ-114/152¦ 114 ¦ 152 ¦ З-76 ¦
¦РРГ-120/240¦ 120 ¦ 240 ¦ З-86 ¦
¦РРГ-132/168¦ 132 ¦ 168 ¦ З-88 ¦
¦РРГ-138/280¦ 138 ¦ 280 ¦ З-88 ¦
¦РРГ-185/380¦ 185 ¦ 380 ¦ З-147 ¦
L-----------+--------------+------------+-------------------------
Изготовитель - НПП "Азимут", г. Уфа.
5.6. Расширители раздвижные
Таблица 11
------------T-------------T-------------T------------------------¬
¦Обозначение¦Наружный диа-¦Наружный диа-¦Присоединительная резьба¦
¦ ¦метр корпуса,¦метр по выд- ¦ по ГОСТ 28487-90 ¦
¦ ¦мм ¦винутым ло- ¦ ¦
¦ ¦ ¦пастям, мм ¦ ¦
+-----------+-------------+-------------+------------------------+
¦РР-114/152 ¦ 114 ¦ 152 ¦ З-86 ¦
¦РР-120/240 ¦ 120 ¦ 240 ¦ З-86 ¦
¦РР-132/168 ¦ 132 ¦ 168 ¦ З-88 ¦
¦РР-138/280 ¦ 138 ¦ 280 ¦ З-88 ¦
¦РР-185/380 ¦ 185 ¦ 380 ¦ З-147 ¦
L-----------+-------------+-------------+-------------------------
5.6.1. Техническая характеристика РР-120/240
Таблица 12
------------------------------------------------------T----------¬
¦Длина, мм ¦1590 ¦
¦Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90 ¦З-86 ¦
¦Расход промывочной жидкости, л/сек. ¦10 - 12 ¦
¦Перепад давления на фрезе, л/сек. ¦40 ¦
¦Частота вращения, об./мин. ¦80 - 180 ¦
¦Нагрузка, т ¦1 - 2,5 ¦
L-----------------------------------------------------+-----------
5.6.2. Техническая характеристика РР-132/168
Таблица 13
------------------------------------------------------T----------¬
¦Длина, мм ¦1190 ¦
¦Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90 ¦З-88 ¦
¦Расход промывочной жидкости, л/сек. ¦12 - 14 ¦
¦Перепад давления на фрезе, л/сек. ¦30 ¦
¦Частота вращения, об./мин. ¦80 - 180 ¦
¦Нагрузка, т ¦1 - 2,5 ¦
L-----------------------------------------------------+-----------
Изготовитель - "Буринтех", г. Уфа.
5.6.3. Техническая характеристика РР-168 и РР-178
Таблица 14
---------------------------------------------------T-------------¬
¦ Параметры ¦ Модель ¦
¦ +------T------+
¦ ¦РР-168¦РР-178¦
+--------------------------------------------------+------+------+
¦Длина, мм ¦ 1425 ¦1425 ¦
+--------------------------------------------------+------+------+
¦Диаметр корпуса, мм ¦ 140 ¦ 150 ¦
+--------------------------------------------------+------+------+
¦Диаметр скважины, мм ¦ 300 ¦ 330 ¦
+--------------------------------------------------+------+------+
¦Масса, кг ¦ 72 ¦ 80 ¦
+--------------------------------------------------+------+------+
¦Количество лопастей (комплект) на сборку, шт. ¦ 3 ¦ 3 ¦
+--------------------------------------------------+------+------+
¦Средняя проходка на комплект лопастей, не ¦
¦менее, м ¦
+----------------------------------T---------------T-------------+
¦ для мягких пород ¦ 40 ¦ 40 ¦
+----------------------------------+---------------+-------------+
¦ для средних пород ¦ 20 ¦ 20 ¦
+----------------------------------+---------------+-------------+
¦ для твердых пород ¦ 5 ¦ 5 ¦
L----------------------------------+---------------+--------------
Изготовитель - Опытный завод ВНИИБТ, г. Котово.
5.7. Труборезы скважинные
5.7.1. Труборезы внутренние механические (РВ)
Таблица 15
-------------T------T------T------T------T------T------T------T------¬
¦Шифр типо- ¦РВ 48 ¦РВ 60 ¦РВ 73 ¦РВ 89 ¦РВ 102¦РВ 114¦РВ 127¦РВ 140¦
¦размера тру-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦бореза ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------------+------+------+------+------+------+------+------+------+
¦Условный ди-¦48 ¦60 ¦73 ¦89 ¦102 ¦114 ¦127 ¦140 ¦
¦аметр среза-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦емых труб, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦мм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Наружный ди-¦36 ¦47,6 ¦57,5 ¦67 ¦82 ¦90 ¦102 ¦110 ¦
¦аметр корпу-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦са, мм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Присоедини- ¦З-30 ¦З-38 ¦З-50 ¦З-50 ¦З-66 ¦З-73 ¦З-76 ¦З-88 ¦
¦тельная ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦резьба ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------------+------+------+------+------+------+------+------+------+
¦Шифр типо- ¦РВ 146¦РВ 168¦РВ 178¦РВ 194¦РВ 219¦РВ 245¦РВ 273¦РВ 299¦
¦размера тру-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦бореза ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------------+------+------+------+------+------+------+------+------+
¦Условный ди-¦146 ¦168 ¦178 ¦194 ¦219 ¦245 ¦273 ¦299 ¦
¦аметр среза-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦емых труб, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦мм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Наружный ди-¦117 ¦133 ¦143 ¦159 ¦188 ¦210 ¦241 ¦266 ¦
¦аметр корпу-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦са, мм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Присоедини- ¦З-101 ¦З-108 ¦З-117 ¦З-117 ¦З-147 ¦З-147 ¦З-147 ¦З-147 ¦
¦тельная ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦резьба ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L------------+------+------+------+------+------+------+------+-------
5.7.2. Труборезы наружные механические (РН)
Таблица 16
----------------T--------T---------T---------T---------T---------¬
¦Шифр типоразме-¦ РВ-42 ¦ РВ-50 ¦ РВ-60 ¦ РВ-73 ¦ РВ-89 ¦
¦ра трубореза ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+--------+---------+---------+---------+---------+
¦Условный диа- ¦33 - 42 ¦48 - 50 ¦60 - 63,5¦60 - 73 ¦73 - 89 ¦
¦метр срезаемых ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦труб, мм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Наружный диа- ¦78 ¦91 ¦110 ¦120 ¦136 ¦
¦метр корпуса, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦мм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Внутренний про-¦59 ¦69 ¦ 86 ¦ 96 ¦110 ¦
¦ходной диаметр,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦мм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Присоединитель-¦ВНКТ ¦ВНКТ ¦ВНКТ ¦ВНКТ ¦ВНКТ ¦
¦ная резьба ¦60 ¦73 ¦89 ¦102 ¦114 ¦
+---------------+--------+---------+---------+---------+---------+
¦Шифр типоразме-¦РВ-102 ¦РВ-114 ¦РВ-127 ¦РВ-140 ¦РВ-146 ¦
¦ра трубореза ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------+--------+---------+---------+---------+---------+
¦Условный диа- ¦89 - 102¦102 - 114¦114 - 127¦127 - 140¦140 - 146¦
¦метр срезаемых ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦труб, мм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Наружный диа- ¦150 ¦180 ¦190 ¦206 ¦232 ¦
¦метр корпуса, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦мм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Внутренний про-¦12 ¦149 ¦158 ¦174 ¦192 ¦
¦ходной диаметр,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦мм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Присоединитель-¦ВНКТ ¦ВНКТ ¦ВНКТ ¦ВНКТ ¦ВНКТ ¦
¦ная резьба ¦140 ¦168 ¦178 ¦194 ¦192 ¦
L---------------+--------+---------+---------+---------+----------
5.8. Отклонитель для зарезки дополнительного ствола скважины ОТЗ
Отклонитель ОТЗ служит для обеспечения необходимого отклонения от оси основного ствола скважины при зарезке ствола нефтяной и газовой скважин. Состоит из корпуса, клина-отклонителя, плашек, плашкодержателя, муфты, пружины, а также клина спускного.
Таблица 17
-----------------------------------------------------------------¬
¦ Краткая техническая характеристика ¦
+--------------------------------------------T---------T---------+
¦Шифр изделия ¦ОТЗ 115-1¦ОТЗ 134-1¦
+--------------------------------------------+---------+---------+
¦Условный диаметр колонны обсадных труб, мм ¦146 ¦168 ¦
+--------------------------------------------+---------+---------+
¦Габаритные размеры, мм ¦ ¦ ¦
¦- диаметр ¦115 ¦134 ¦
¦- длина ¦5865 ¦6110 ¦
+--------------------------------------------+---------+---------+
¦Масса, кг ¦315 ¦416 ¦
L--------------------------------------------+---------+----------
5.9. Райбер РК
Райбер РК предназначен для вскрытия щелевидного окна в колонне, через которое в последующем ведется бурение дополнительного ствола, а также инструмент применяется для фрезерования торца деформированных насосно-компрессорных труб с целью захвата их ловильным инструментом. Райбер РК состоит из трех цилиндрических секций, шестигранной секции, двух колец в нижней части с взаимно противоположным вооружением на цилиндрической части и наконечника на торцевой части.
Таблица 18
-----------------------------------------------------------------¬
¦ Краткая техническая характеристика ¦
+-----------------------------------T---------------T------------+
¦Шифр изделия ¦РК-118 ¦РК-146 ¦
+-----------------------------------+---------------+------------+
¦Осевая нагрузка, т ¦0,3 - 3 ¦0,3 - 3 ¦
+-----------------------------------+---------------+------------+
¦Габаритные размеры, мм ¦ ¦ ¦
¦- диаметр ¦118 ¦143 ¦
¦- высота ¦593 ¦1670 ¦
+-----------------------------------+---------------+------------+
¦Масса, кг ¦47 ¦99 ¦
L-----------------------------------+---------------+-------------
5.10. Взаимозависимость диаметров долота и райбера
Таблица 19
--------------------------------T---------------T----------------¬
¦Диаметр обсадной колонны, спус-¦Диаметр долота,¦Диаметр райбера,¦
¦каемой в новый ствол через ¦ мм ¦ мм ¦
¦"окно", мм ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+---------------+----------------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦
+-------------------------------+---------------+----------------+
¦ 168,3 ¦ 215,9 ¦ 218 ¦
+-------------------------------+---------------+----------------+
¦ 146,0 ¦ 190,5 ¦ 193 ¦
+-------------------------------+---------------+----------------+
¦ 139,7 ¦ 190,5 ¦ 193 ¦
+-------------------------------+---------------+----------------+
¦ 114,3 ¦ 139,7 ¦ 143 ¦
+-------------------------------+---------------+----------------+
¦ 101,6 ¦ 139,7 ¦ 143 ¦
L-------------------------------+---------------+-----------------
Долото на бурильных трубах спускают в скважину до отметки глубины, расположенной на 5 - 6 м выше верхнего края вырезанного "окна", и с промывкой осуществляют допуск долота до верхней кромки клина. Определяют момент касания с клином по ГИВ, где показание нагрузки на крюке может уменьшиться на 2 - 3 т. Затем несколькими оборотами ротора допускают инструмент еще на 2 - 3 м, следя за изменением нагрузки. Если величина нагрузки не меняется, продолжают допуск долота до полного выхода его из "окна" и приступают к бурению. На начальном этапе забуривание дополнительного ствола осуществляется с помощью неориентируемых КНБК, а в дальнейшем тип КНБК выбирается в зависимости от проектной траектории ствола скважины.
5.11. Устройство вырезающее универсальное (УВУ)
УВУ представляет собой устройство с раздвижными резцами, работающее за счет перепада давления бурового раствора или технической воды, прокачиваемых через него, и вращения бурильной колонны или винтового забойного двигателя.
5.11.1. Конструкция
УВУ (рис. 4) состоит из цилиндрического корпуса 6, в котором на втулке 7 укреплена игла 8, оснащенная насадкой 10, необходимой для прохода жидкости, и уплотнительным кольцом 11 и связанная с поршнем 9, толкателем 16 и возвратной пружиной 17, служащих в свою очередь для выдвижения трех рычагов 29 с резцами 32 из пазов патрона 26.
Резцы 32 крепятся к рычагам 29 винтами 30, 31 и 33, 34.
Выдвижение рычагов ограничивается кольцевой опорой 27 и ограничителем 35.
Поршень 9 снабжен уплотнительным кольцом 12.
В верхней части толкателя 16 установлены кольцо 13, распорная втулка 15 и возвратная пружина 17.
На уровне рычагов в толкателе установлено пружинное кольцо 28 для фиксации рычагов 29 в транспортном положении.
В корпусе 19 расположены шпонки 25, взаимодействующие со вставкой 21, которая закреплена относительно корпуса 19 фиксатором 22, пружиной 23, гайкой 20 и винтом 24.
Вставка 21 соединена с патроном 26 метрической конической резьбой МК 90x6x1:16.
На патрон 26 снизу навинчен и зафиксирован винтом 37 наконечник 36 с лопастями для разбуривания цементных пробок.
Центрирование УВУ осуществляется тремя направляющими 3, расположенными в пазах корпуса 1 и застопоренными кольцом 5.
При прокачивании бурового раствора под действием перепада давления посредством поршней 2 с установленными на них уплотнительными кольцами 4 направляющие выдвигаются и достигается усиление центрирования УВУ.
Устройство соединяется с бурильными трубами замковой резьбой З-88.
5.11.2. Принцип действия
УВУ опускают на бурильных трубах в скважину до интервала вырезания обсадной колонны.
После этого включают ротор, а затем буровой насос.
При прохождении бурового раствора через кольцевой зазор между иглой 8 и насадкой 10 возникает перепад давления, под действием которого поршень 9 перемещает вниз толкатель 16, сжимая пружину 17.
Толкатель в свою очередь выдвигает из пазов патрона 26 рычаги 29 до соприкосновения резцов 32 со стенками обсадной колонны.
Резцы прорезают стенку колонны, после чего рычаги выдвигаются в рабочее положение до упорного кольца 27 и ограничителя 35.
При этом насадка 10 вместе с поршнем 9 опускается вниз, увеличивая отверстие для прохода бурового раствора между иглой 8 и насадкой 10.
О выходе рычагов в рабочее положение сигнализирует снижение давления в нагнетательной линии.
При равномерной подаче вниз инструмент продолжает резание колонны до заданной глубины, превращая в металлическую стружку обсадную колонну.
При отрыве резцов от забоя и прекращении подачи бурового раствора поршень 9 с толкателем 16 возвращается под действием пружины 17 в исходную позицию.
Толкатель 16, перемещаясь вверх, при помощи пружинного кольца 28 возвращает рычаги 29 в транспортное положение.
В случае незакрытия рычагов они при подъеме инструмента упираются в торец колонны, а при создании тягового усилия в 22 - 40 кН фиксатор 22 выходит из зацепления с корпусом 19, в результате чего толкатель 16 перемещается относительно патрона 26 вверх, освобождая пазы патрона для захода рычагов с резцами.
При этом рычаги занимают транспортное положение и не могут выдвинуться даже при прокачивании бурового раствора, что позволяет осуществлять циркуляцию в случае прихвата вырезающего устройства в открытом стволе или внутри обсадной колонны.
6. Подготовка скважины к забуриванию
дополнительного ствола
6.1. Строительство дополнительных наклонных и горизонтальных стволов из эксплуатационной колонны может осуществляться в зависимости от конструкции и проектной глубины скважины с помощью стандартной буровой установки, а также с передвижных установок грузоподъемностью не менее 60 тонн, например А 60/80, АРБ-100, БР-125, КОРО-80, МБУ-60/80ВС (Россия), а также зарубежных передвижных установок фирм "Camco", "Cardwell", "Kremco", "IRI", "Ideco" (табл. 25, 26, 27, 28).
6.2. При использовании передвижных буровых установок
произвести монтаж бурового оборудования: вышки или мачты
достаточной грузоподъемности, ротора, обеспечивающего вращение
-1
инструмента с частотой 0,5 - 1,5 с , насоса с производительностью
до 0,020 куб. м/с, циркуляционной системой с 2-, 3-трехступенчатой
очисткой и контрольно-измерительными приборами.
6.3. Провести дефектоскопию обсадной колонны с помощью...
6.4. Провести с помощью гироскопического инклинометра измерение параметров фактической траектории скважины.
6.5. Установить пакер или цементный мост (не менее 50 м) внутри обсадной колонны для отсечения нижней поврежденной или проперфорированной части обсадной колонны.
6.6. Прошаблонировать эксплуатационную колонну трубчатым шаблоном длиной не менее 3 м и диаметром на 3 - 4 мм менее внутреннего диаметра колонны.
6.7. Определить местоположение муфтовых соединений обсадных труб с помощью магнитного локатора муфт.
6.8. Проверить герметичность эксплуатационной колонны путем ее опрессовки давлением, величина которого определяется геологической службой предприятия.
6.9. При отсутствии цементного кольца за обсадной колонной прострелять колонну ниже интервала забуривания и произвести затрубное цементирование с подъемом цемента не менее чем на 20 м выше интервала забуривания.
7. Установка цементного моста
7.1. С помощью каверномера, профилемера определить поперечные размеры ствола скважины в интервале установки цементного моста.
7.2. Произвести замер фактической температуры в интервале установки моста.
7.3. Определить марку цемента и количество реагентов - регуляторов сроков схватывания тампонажного раствора исходя из динамической температуры и расчетной продолжительности процесса цементирования.
7.4. Произвести спуск бурильных труб или НТК до нижней отметки устанавливаемого моста, промыть скважину до полного выравнивания параметров бурового раствора.
7.5. Произвести технологическую операцию по установке цементного моста.
7.6. Произвести подъем бурильных труб до верхней отметки моста.
7.7. Промыть скважину для удаления излишнего цементного раствора, поднять инструмент и оставить скважину на время затвердения цемента - ОЗЦ.
7.8. По истечении времени ОЗЦ спустить долото на бурильных трубах, разбурить цементный мост до верхней отметки вырезанного участка обсадкой колонны и поднять инструмент из скважины.
8. Технология вырезания участка обсадной колонны
8.1. В зависимости от диаметра обсадной колонны выбрать бурильный инструмент диаметром 73 мм или 89; 101,6; 114,3 мм и утяжеленные бурильные трубы диаметром 95 мм или 108, 146 мм, длин не менее 80 - 100 м. Бурильный инструмент опрессовать для проверки на герметичность.
8.2. В случае применения универсального вырезающего устройства (УВУ-168, 178, 219, 245) для работы на технической воде используется заводская сборка УВУ с насадкой с проходным сечением ___ мм, а для работы на буровом растворе необходимо установить насадку с проходным сечением 14 мм.
8.3. Проверить надежность раскрытия и закрытия резцов вырезающего устройства путем прокачивания через него бурового раствора в количестве 0,01 - 1,012 куб. м/с, при этом перепад давления на устройстве должен быть в пределах 2,0 - 4,0 МПа. При прокачивании бурового раствора резцы должны выдвигаться из корпуса, а после прекращения циркуляции полностью "устанавливаться" в корпус.
8.4. После спуска вырезающего устройства на проектную глубину, ниже муфтового соединения на 0,5 - 1,0 м, приступить к прорезанию стенок обсадной колонны:
8.4.1. Включить ротор и вращать бурильную колонну (вырезающее
-1
устройство) с частотой 0,5 - 1 с (30 - 60 об./мин).
8.4.2. Включить буровой насос и прокачивать буровой раствор в количестве 0,01 - 0,012 куб. м/с.
8.4.3. Через 15 - 20 мин. приступить к подаче инструмента вниз при осевой нагрузке на резцы от 5 до 10 кН, постепенно увеличивая количество прокачиваемой жидкости до 0,014 - 0,016 куб. м/с.
8.4.4. После появления в буровом растворе на поверхности
металлической стружки шириной не менее 5 мм и заколонного
цементного камня приступить к торцеванию обсадной колонны при
-1
частоте вращения инструмента 1 - 1,5 с (60 - 90 об./мин.) и
осевой нагрузке до

РАСПОРЯЖЕНИЕ Минимущества РФ от 27.12.2002 n 4462-р О ВНЕСЕНИИ ИЗМЕНЕНИЙ В РАСПОРЯЖЕНИЕ МИНИСТЕРСТВА ИМУЩЕСТВЕННЫХ ОТНОШЕНИЙ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ОТ 12.08.2002 n 2626-Р  »
Постановления и Указы »
Читайте также