24. Кустовое бурение скважин.

При кустовом бурении устья скважин группируются на общей площадке, а забои находятся в точках, соответствующих сетке разработки месторождения. При кустовом бурении профиль направленной скважины должен обеспечить заданную сетку разбуривания нефтегазового месторождения и рациональное число скважин в кусте.

Главное преимущество кустового бурения заключается в уменьшении необходимой площади для размещения буровой установки и сокращении объема строительно-монтажных работ. Наиболее выгодно вести кустовое бурение на морских месторождениях, в горной и болотистой местности, где строительство дорог и коммуникаций требует больших затрат.

До начала бурения первой скважины составляется план куста, в котором показывается расположение устьев скважин, очередность их бурения, проектные азимуты и отклонения забоев (рис. 27.5). Расстояние между устьями соседних скважин определяется исходя из необходимости размещения станков-качалок и ремонтных агрегатов, но не менее 3м. Во избежание встречи стволов расстояние по вертикали между точками забуривания наклонного ствола соседних скважин должно быть не менее 30 м, если разница в азимутах забуривания менее 10^о. Также не допускается пересечение плоскостей бурящейся и ранее пробуренных скважин.

Рис. 27.5. Очередность бурения скважин на кустовой площадке:

А – направление перемещения буровой установки; 1,2,3,4,5 – группа скважин, в которой каждая очередная забуривается с большей глубины, чем предыдущая; при этом опасность встречи стволов минимальна; 6,7,8 – глубина зарезки для каждой очередной скважины меньше, чем для предыдущей

Буровая вышка и комплект бурового оборудования монтируются так, чтобы насосная располагалась отдельно. После окончания бурения первой в кусте скважины передвигается только вышка с привышечным оборудованием, а насосная остается на прежнем месте. Затем подсоединяют выкидные линии от насосов к новому стояку, соединяют новое устье скважины с желобной системой и приступают к бурению второй наклонной скважины в кусте и т. д.

25. Бурение многозабойных скважин.

Скважины с ответвляющимися стволами называются многозабойными. Любая многозабойная скважина является наклонно-направленной. Разновидностью многозабойных скважин являются горизонтально разветвленные скважины, зенитный угол которых доведен до 90^о.

Технология проводки многозабойной скважины сводится к следующему. До кровли продуктивного пласта бурят обычную скважину, от которой в продуктивном пласте в разные стороны бурятся дополнительные стволы. Каждый из этих стволов вскрывает пласт вдоль напластования. После того как многозабойная скважина пробурена, её основной ствол до места зарезки первого верхнего ствола обсаживается колонной.

Для бурения резко пологих дополнительных скважин используют короткий забойный двигатель, позволяющий производить искривление стволов с радиусом кривизны 25…50 м вместо стандартных 250 м.

26. Бурильная колонна. Состав и назначение.

Бурильная колонна осуществляет связь между буровым оборудованием на поверхности и долотом на забое скважины. Основные её функции: подводить энергию к долоту; обеспечивать подачу бурового раствора к забою; создавать осевую нагрузку на долото; воспринимать реактивный момент долота и забойного двигателя.

Основными элементами бурильной колонны являются: ведущая труба; бурильные трубы, которые формируют основную часть колонны; утяжеленные бурильные трубы, повышающие жесткость колонны и создающие необходимую нагрузку на долото; бурильные замки, соединяющие между собой отдельные бурильные трубы; переводники, соединяющие элементы бурильной колонны с разными размерами и резьбой; центраторы и стабилизаторы, предупреждающие искривление ствола скважин при бурении забойными двигателями.

Труба бурильная ведущая имеет в сечении квадратную, шестигранную или крестообразную форму с отверстием для прохода бурового раствора (рис. 18.1). Ведущая бурильная труба проходит сквозь расположенные на роторе вкладыши с роликами. Благодаря роликам ведущая бурильная труба по мере углубления скважины может перемещаться вниз сквозь вкладыш. Ротор, вкладыши и ведущая бурильная труба вращаются как единое целое. Условием бурения является вращение этой системы по часовой стрелке. При вращении в противоположную сторону труба вывинчивается.

Рис. 18.1. Трубы ведущие бурильные

Ведущая бурильная труба всегда является верхней секцией бурильной колонны. После того как скважина пробурена на глубину около 10 м, для удлинения трубы необходимо присоединить новое звено – этот процесс называется наращиванием колонны.

Конструктивно ведущие трубы выполняются в двух вариантах: сборными и цельными. Сборные включают в себя собственно трубу (штангу), верхний переводник для соединения с вертлюгом и нижний переводник для присоединения к бурильной колонне. Свободный конец верхнего переводника для соединения с вертлюгом снабжен левой замковой резьбой.

Наиболее часто используются трубы сборной конструкции квадратного сечения с размерами от 65х65 до 155х155мм.

Бурильные трубы характеризуются номинальной массой на единицу длины, наружным диаметром, толщиной стенки, пределом прочности и пределом текучести. Трубы изготовляются длиной 6,8 и 11,5м при наружном диаметре 60, 73, 89, 102мм. При диаметре 114, 127, 140, 168мм трубы имеют длину 11,5 м. Для повышения прочности участков в местах соединения стенка бурильной трубы имеет утолщение, называемое высадкой (рис.18.2).

Рис.18.2. Бурильные трубы и муфты к ним:

а – с высаженными внутрь концами; б – с высаженными наружу концами; 1 – ниппель; 2 – муфта

Бурильные трубы сборной конструкции изготовляются с высаженными внутрь концами (ТБВК) и с высаженными наружу концами (ТБНК). Последние имеют большую прочность высаженной части, их живое сечение не имеет сужений в замках, благодаря чему эти трубы оказывают меньшее гидравлическое сопротивление в процессе циркуляции промывочной жидкости. Бурильные трубы хранят в горизонтальном положении на стеллаже, расположенном возле буровой установки.

Таблица 18.1

Характеристика четырех типоразмеров бурильных труб ТБНК

Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Масса 1 м трубы, кг	Увеличение массы вследствие высадки концов, кг
89	7	14,2	3,5
89	11	21,2	3,5
140	8	26	7,0
140	11	35	7,0

Для изготовления бурильных труб и соединительных муфт используют стали семи групп прочности: от стали группы Д с пределом текучести 373 МПа и временным сопротивлением разрыву 637 МПа до стали группы Т с соответствующими параметрами 980 и 1078 МПа. Это среднеуглеродистые и легированные стали. Все элементы бурильной колонны подвергаются термической обработке. Применяются также легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) из алюминиевого сплава Д16. На ЛБТ навинчиваются стальные замки облегченной конструкции.

Существуют трубы бурильные с соединительными концами, которые приварены к обычной трубной заготовке, не имеющей высаженных концов (ТБП). Эти трубы применяют только при турбинном способе бурения.

Существуют трубы бурильные с соединительными концами, которые приварены к трубной заготовке, с высаженными наружу концами (ТБПВ). Трубы этого типа применяют как в роторном, так и в турбинном бурении.

Существуют трубы ТБПВЭ, которые отличаются от ТБПВ конструкцией соединительных концов. Эти трубы созданы для бурения электробуром.

Для защиты от коррозии наружные поверхности труб и муфт покрываются краской. На каждой трубе выбивается клеймо, указывающее марку стали, номер трубы, номер плавки, дату выпуска, наружный диаметр в дюймах, толщину стенки, товарный знак завода-изготовителя. По окончании бурения одной скважины бурильная труба используется снова, при этом ей присваивается показатель износа.

27. Утяжеленные бурильные трубы.

Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) устанавливаются в нижней части бурильной колонны для увеличения её жесткости, устойчивости и передачи нагрузки на долото. Их внешний диаметр совпадает с диаметром обычных бурильных труб, однако внутренний диаметр меньше. Существует несколько разновидностей УБТ, различающихся по исполнению:

сбалансированные трубы (УБТС-2), в которых канал для обеспечения балансировки получают сверлением, а их концы подвергаются термообработке;

горячекатаные – изготовляются гладкими по всей длине и применяются в несложных геологических условиях;

трубы с высокопрочными замками (УБТСЗ) – с повышенной износостойкостью и прочностью резьбового соединения

Таблица18.2

Параметры трех типоразмеров сбалансированных

утяжеленных труб УБТС-2

Наружный диаметр, мм	Тип резьбы	Внутренний диаметр, мм	Масса 1 м трубы, кг
133	З-108	64	84
229	З-171	90	273
299	З-201	100	490