Июл 07
Какие объёмы зарезок боковых стволов? На сколько больше, чем новое бурение?
Какие встречаются проблемы при бурении боковых стволов?
Какие наиболее ходовые после 102 в 146?
Опубликовано
06 Июл 2007
Активность
42
ответа
15969
просмотров
17
участников
0
Рейтинг
Бизнес планы не скинуть?
Проблемы должны быть такими же как при бурении+ проблемы на вырезание окон.
Про диаметры:
Мыслим логично:
Самые распространенные колонны 146, 168, 178 мм.
Внутриние диаметры соответственно: 130, 152, 162 мм.
Долота: проверь чтобы лезли в колонну. Обрати внимание на бицентрики.
Из жизни(большое бурение):
В 168-ю можно пихать 114 мм фильтры.
В 146 я думаю такой не полезет, туда думаю лучше 89 мм или 102 мм.
Главная фишка: не забывай что у обсадных труб есть муфты- они минимум на 1 см толще чем тело трубы. Удачи!!!
Здравствуйте!
Благодарю за ответ.
Применяли-ли манжетное цементирование в 102 и 114 хвостовиках?
Какие пакера использовали, надёжно-ли они работают, т.к. при таких толщинах трудно создать оптимальную конструкцию ( для 102 наружный диаметр пакера 116 мм, а внутренний не менее 87 мм).
Для разбурки цементного камня и продавочных пробок, пойдёт долото 85 мм, если проходной в пакере 87 мм?
Пару метров цемента можно (рационально) не трёхшарошечным, а бурголовкой или фрезой разбурить?
125 мм долотом бурите если обсаживаете 102 хвостом?
Фильтра чьи ставите? Как Вам фильтра "Тяжпрессмаш"?
Чьи пакера используете?
Бизнес план ........? Дайте, хотя-бы, в процентном зарезки под 102 и 114 от общего объёма зарезок.
Чьё пакерное оборудование использует "Роснефть"
Запоздалый ответ, но все же:
Манжетное цементирование, распростанене и применяется повсеместно.
Мы применяли для цементирования хвостовиков 102 мм диаметра.
Все ответы по типоразмерам ищем на сайте ТяжПрессМаш.
Зачистка головы хвостовика после цементаже проводится с помощью торцевого фреза.
Фильтры тоже ТяжПрессМаш. Используем ФС или ФГС. Разница в наличии и отсутствии заглушек. Но с нашими помбурчегами- одно и тоже, если не доливаться при спуске их сминвает, и ФГС превращается в ФС.
Под 102 хвост бурим 142.9 мм долотом- так надежнее. Не забывай про о что на 102 хвостовике муфта будет под 115 мм, вобщем зазора не будет.
При бурении зарезок, используют бицентрики, так как в 146 мм колонны 142,9 мм долото не лезет.
Роснефть пользует ТяжПрессМаш.
Буровой подрядчик заказывает это оборудование вместе с сервисом по его сопровождению.
Регардз!
Здравствуйте!
Благодарю за ответ.
Применяли-ли манжетное цементирование в 102 и 114 хвостовиках?
Какие пакера использовали, надёжно-ли они работают, т.к. при таких толщинах трудно создать оптимальную конструкцию ( для 102 наружный диаметр пакера 116 мм, а внутренний не менее 87 мм).
Для разбурки цементного камня и продавочных пробок, пойдёт долото 85 мм, если проходной в пакере 87 мм?
Пару метров цемента можно (рационально) не трёхшарошечным, а бурголовкой или фрезой разбурить?
125 мм долотом бурите если обсаживаете 102 хвостом?
Фильтра чьи ставите? Как Вам фильтра "Тяжпрессмаш"?
Чьи пакера используете?
Бизнес план ........? Дайте, хотя-бы, в процентном зарезки под 102 и 114 от общего объёма зарезок.
Чьё пакерное оборудование использует "Роснефть"
125 мм долотом бурите если обсаживаете 102 хвостом?
Мы бурим, они обсаживают
только бурим 124 или 123.8
ну и 144 изредка
А лучше попробуй найти контакты с оргнизацией УКРСиПНП (бывшая УЗБСиКРС) семь лет с момента организации - вторые стволы
СургутНефтеГаз находится в Сургуте естественно
при моём участии пробурено более 50 горизонтальных скважин и наверно 150-200 вторых стволов
бурим понемногу ;-)
У Вас там хорошо поставлено. Бригада Мухаметдинова особенно мне запомнилась.
А зачем ты спрашиваешь, у вас же типовая технология пекарей, виндовс мастер, кардвелл, иккарб.
Молодцы короче.
P.S. Разработка должна знать бурение.
на сайте welltrajectoryplanning.com есть хорошая программа, там можно создавать и визуализировать сколько угодно стволов!
Срочно необходимо узнать, есть ли механизм способный находить окна уже зарезаных боковых стволов (многоствольных) скважин и отклонять колтюбинговую трубу в него для долнейшего обслуживания? Если есть, то у какого производителя, и сколько стоит?
А также хотелось бы знать какими методами и оборудованием осуществляют этот процесс нефтедобывающие компании?
У фидмаша и бейкеров есть такое, наши тоже делают НПО "Буровая техника" - ВНИИБТ и многие другие...
Что значит находить? вы что не знаете где зарезались? там же конструкция "окна" не промахнетесь называется
Поищите ориентируемый извлекаемый уипсток т.е. отклонитель подвесной по-нашенски если что
у вас проблема найти "окно"?
спускали компоновку на кривом переводнике с гироскопом и так попадали. брали у бейкеров и потом у кого-то наших....
ЗАО «НТ-КУРС»
Да, у нас применяется бейкеровское оборудование, их системы заканчивания крюк-подвески, разделители, их же система windowsmaster для зарезки
Rasty спасибо за помощь, очень помогает я все нашел что хотел.
Кстати не пробовали камеру в скважину спускать, там с ней есть в комплекте гироскоп и в режиме реального времени на поверхность передается информация о пространственных координатах. Запишите точку входа окна, спустите отклонитель типа виндовсмастер и работайте с непрерывной трубой сколько угодно.
Еще на непрерывную тубу есть система бурения типа Viper можно ей "поиграться". Вы кстати что хотите потом в стволе делать? какие работы? Наверняка ниже вам все равно придется или пакер оставлять или мост ставить (но он гидроизоляции полной не даст так что пакер однозначно)
Меня больше интересовало есть ли простые и недорогие устройства с помощью которых можно попасть в окно. И узнать, что будет дешевле разработка с испытаниями нового такого устройства своими силами или покупка готового оборудования.
Есть очень интересеое предприятие СК "Внедрение", и у них есть свои разработки по бурению многостволок. Они нам окно вырезали в 194 колонне, нормально (почти)отбурили, закончили. . Пообщайтесь.
Здравствуйте. Подскажите. У кого есть опыт в зарезке нового свола в скважние (необсаженной) не с клина. Мы работем по следующей технологии: расширяем участок 2-3 метра расширителем, после зарезным долотом типа ИСМ-А начинаем зарезаться, в основном смотрим искривленный участок, так, чтобы зарезаться под себя. Речь идет о скважинах малого диаметра (от 114,3 до 139,7 мм), при этом исмользуем ВЗД 95 и 127. Подскажите, может кто по другому работает.
А вы потом используете старый ствол?
Привет, коллеги! Я сейчас приступил к индивидуальному проекту по теме "Зарезка боковых стволов"....
Не могли бы Вы мне порекомендовать литературу или сайты по технологии зарезки боковых стволов...
Заранее БОЛЬШОЕ СПАСИБО
Здравствуйте!
При манжетном цементировании хвостовиков 102 и 114 на какую высоту поднимаете обычно раствор (400 метров?) и какие обычно давления прокачки?
Есть-ли ограничения по давлению? Если закачка при 100-150 атм. будет, пойдёт или надо 50?
Сколько времени обычно занимает разбурка и чем долотом или фрезой, если учесть, что там будет цемент и продавочная пробка с сёдлами?
Сёдла лучше разбуриваются из алюминия или чугуна?
Будут-ли замечания по применяемым пакерам, сёдлам, продавочным пробкам и т.п.?
Правда-ли, что для манжетного цементирования 102 в 146 у иностранцев нет полнопроходных пакеров (85 мм)?
Пакер обычно - на 10м от кровли продуктивного, цемент до головы хвостовика (адаптер, воронка или что там)
Ограничений как таковых нет, в пределах технических характеристик изделий , т.е обсадка (прессуют как правило на 250 атм) и технические средства используемые при цементировании, в паспоте должно быть указано, нет- свяжитесь с изготовителем.. Все ограничения просчитываются на гидроразрыв. Рабочие давления не должны их превышать с учетом коэфициентов (для тампонажников такие расчеты - не проблема). Как правило, давления варьируются в пределах 80-100 атм(при TVD=2700-2900м, по стволу - 3200м).
Разбуриваются на раз корпусными долотами, соответствующего диаметра(81 или 93мм) тип-МС.
Лучше алюминий, но метал вязкий, и надо аккуратно, чугун - бурить только фрезами, долото можно кончить (PDS)
Замечания от кого? С заказчиком согласовывайте заранее компоновки низа.
УВ Греции все есть, но оно того не стоит. Не изучал вопрос.
С цементированиием хвостовиков у меня опыт ограниченный, но есть:
Цементирование идет в следующие этапы:
1) Качеем буфер
))
2) Качем цемент
2.а) Швыряем шар для активации манжеты
2.б) Качем исчо цемента. Ограничения 2- время озц цемнта, и давление при закачке. Обычно договариваются перед работой какое давление не превышать, и качают с таким расхходом чтобы быть на грани. Как правило, (не знаю почему), цементаж выпадает на ночь, либо утро раннее. Все замученные, и качать хочется как можно быстрее, чтобы уже скорее спать пойти
3) Бросаем дарт. Качаем продавку
4) Дарт прилетает в седло. Зовем пакермена. Он серией манипуляции с пакером, активирует его и подвеску. Последним действием он отсоедният Бурилку от головы хвостовика. В это момент буровая вздрагивает и все взыдыхаю с облегчением. Если не отцепились- начинаем прикладывать правый момент- свинчиваемся по безопасному переводнику. Вздыхаем с облегчением.
5. Срезка! поднимаемся на 1 метр выше головы и качаем промывку- выносим остатки цемента из скважины.
6. ОЗЦ. Чаек с печеньками, беседа о том кто глубже бурил. Вобщем, если клиенту хочется, можно зачистить голову хвостовика. Не хочется. Дело его. По большому счету это все делается с крс-ки.
Зачем разбуривать седла я если честно никак не в курсе- хвостовик полностью юзер френдли, и бурить его не надо. Шар затыкает выход из хвостовика и манжет включается давлением, а не падением шара в седло. Хочтя все зависит от оборудования, и может я отстал от жизни- я всего один раз это делал.
))
Вот и все!
Разбуривают седла при манжетном цементировании, как правило на горизонтальных скважинах.ВиктОр - респект! Все именно так и происходит, я имею в виду хронологию душевного состояния бригады и тампонажников. И чай с печеньками и ........ Чуть слеза не прошибла.
Коллеги! Сталкивался ли кто-то на практике с эксплуатацией скважин с боковыми стволами малого диаметра? Каким образом осуществляется отбор нефти из таких стволов?
запрос сам по себе стоит отдельной темы, т.к. по класификации это больше продакшн после комплишена.
в общем, какие диаметры интересуют. в нашем нгду обсаживают 102 хвостовиком.
что касается отбора, то т.к. гно по своему типо размеру не влезает в 102.
подвешивается гно намного выше интервала перфораций.
хвостовик д=102 обсаживает пробуренный боковой ствол.
ГНО устанавливается в среднем до 450-500 м от кровли перфорации.
голова хвостовика находится в среднем на 100 метров выше интервала окна.
Интервал окна выбирается с учетом динамического уровня в скважине, т.е. материнской, основной, старой и т.п. скважины. Голова хвостовика - 50-80-100м от окна, как захочет заказчик, и смотря что используют при цементаже(оборудование головы).
Как правило, место вырезки определяется по установившимуся уровню в эксплуатирующейся скважине, т.е. планируемое ГНО должно спускаться на 50 м выше головы хвостовика и должно обеспечиваться соответствующим притоком, что бы не обсохнуть, не отобрать уровень и не стоять в накоплении, соответственно окно режем на 100м ниже планируемой головы( с вариациями, в зависимости от пожеланий Заказчика).
Кто-нибудь сталкивался с асциллятором кроме колтюбинга? Если его поставить в компоновке с БТ, резьбы не открутятся от вибрации? Хотим попробовать в качестве предупреждения диф. прихвата.
подскажите пожалуйста как расшифровывается аббревиатура КГБ -
комплекс инструмента «КГБ» для зарезки бокового ствола.
заранее большое спасибо.
Может кто-нить сталкивался с технологией выжигания окна (кумулятивное торпедирование)? Вопрос актуален при вырезании окна в двойной крепи (у нас таких хватает) в относительно вертикальных скважинах (от 0 до 7 град) с клина-отклонителя. Планируется вырезать 1 м окна и спустить торпеду, чтобы она лежала направленно на желобе клина.
Почему встал такой вопрос? При вырезании двойной крепи фреза отражаются от второй колонны (предположительно) и частенько бурим клин или часть клина с колонной (фактически, следы на печати явные), это все возникает при условно-вертикальных скважинах, в скважинах с углом более 10-15 град и более - проблем не было. При чем марка стали обеих колонн Р-110 и цемент в межтрубье частичный, а то и вообще отсутствует, возникают сломы резьбовой части американского переводника (с верхнего фрезера на БТ), вырезающие фирмы PathMaster (используем в 90 % случаев) и WindowsMaster. Помогите пожалуйста. Их 3-ёх зарезок только 1 удачная.
Сломы - это ошибка в выборе нагрузок, обороротах и расторопности бурильщика (95% бурильщика и технолога). Вроде общая отписка. а доля правдды в моих словах есть. Вот. А фрезом алмазным не пробовали? У нас был такой опыт. И не один.. все на 100%, фрез только надо подобрать, грибовидной формы. В личке отвечу. Ну и правило золотое, нельзя стоять на месте при фрезеровании, наработаешь уступ и замучаешься потом.
А торпеда..... нет не пробовали и не слышал. Честно. А как рванет, клин не сдвинется? 1мм в сторону,вниз и все, толку от окна нет.
Добрый день. На счет нагрузки - тут точно все подобрано верно, подбирал сам лично и на всех зарезках (конкретно возле бурильщика) присутствовал и контролировал нагрузку и момент, все остальное (литраж, частота вращения ротора по паспорту). Нагрузка по паспорту от 2 до 2,5 тс, я решил использовать нагрузку в пределе 1 - 2 тс не более и вел каротаж по 10 см, на практике встретили вторую колонну там где и планировали (+-20 см, это от того, что предполагали наихудший вариант - внутренняя колонна лежит на стенке внешней, а мы режим в противоположном направлении, т.е. расстояние между стенками колонн максимально-допустимое. Если углубление инструмента в течении 10-15 мин. не наблюдалось отрывались и пробовали опять с навеса (сново и сново плавно доводя нагрузку до 2 тс) если момент сильно возрастал - уменьшали нагрузку (иногда шли только с навеса), при чем вращение ротора оставляли без изменения (100-110 об/мин). Если в течении 30-40 мин. ничего не изменялось (углубления не происходило) прокачивали пачку высоковязкой пасты по 5 кубов за раз (ее все равно решили прокачивать через каждый метр прорезанного участка). Резали комплектом PathMaster с оригинальным клином (стартовый фрез выглядит как долото спиддрил, т.е. двух диаметральный, первый диаметр 108 мм по длинне 10 см, второй 114,3 мм длинной тоже 10 см., при чем стартовый диаметр скруглен по периферии) ориентировали клин в слепую (гуоби не в силах показать достоверность менее 5-4 град. а именно в таких скважинах выскакивает весь гемор.
На счет торпедирования: я (лично я) думаю, что нужно с начала прорезать хотя бы первую колонну (это примерно где-то около 0,8-1 метра, вторую мы почувствуем по моменту) потом спустить кумулятивную торпеду (она не взрывается а ЖЖОТТ такие у нас имеются в наличии, в основном используем для выжега с забоя или в стволе оставшихся долот, калибраторов, фрез-долот и подобного инструмента (чтобы мост не ставить и не перебуривать) который даже суперлой не берет, работает как кумулятивный заряд при перфорации, т.е. разворота клина можно не боятся) она по любому будет лежать на желобе клина и упираться во вторую колонну своей периферией, главное ее разгрузить, чтобы она "раком" не лежала.
P.S. Если есть интерес, могу скинуть рабочие программы по зарезке и каротаж.
Господа, подскажите, может у кого был опыт установки клина-отклонителя в открытом горизонтальном стволе (не на забой)? Интересует конкретное оборудование (пакера и т.п.) для данного процесса. Диаметр скважины 6 1/8". Может кто поделится опытом освоения многоствольных горизонтальных скважин (ориентатора на ГНКТ нету)? Есть мысль осваивать скважины в процессе бурения. Может кто подскажет? Заранее благодарен.
А есть у кого-нибудь опыт проектирования зарезок на газовых месторождениях?
Какую литературу можете посоветовать?