Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Непроизвольно искривленными скважинами называются все верти-кально или наклонно заданные с поверхности скважины, характеризую-щиеся искривлением.
К основным геологическим условиям, которые вызывают искривление скважины, относятся: слоистость, сланцеватость, трещиноватость, анизо-тропность горных пород, перемежаемость пород различной твердости и степень наклона пластов к горизонту, пористость, зоны и участки мягких несцементированных или сильно разрушенных пород, различного рода дизъюнктивные нарушения, пустоты, твердые включения в мягких не-сцементированных породах и т. д.
На отклонение скважин от заданного направления значительно влияют также технические условия. В результате применения бурильных компоновок неправильных конструкций, нерациональных размеров, пло-хого качества и т. д. в процессе бурения происходит интенсивная раз-работка стенок скважины, в результате чего увеличивается зазор между стенками скважин и низом бурильных компоновок, а следовательно, и возможность перекоса последних в стволе. Это ведет к отклонению оси скважины во время ее проходки, т. е возникает искривление ствола. К техническим условиям можно до некоторой степени отнести неправиль¬ную установку ротора бурового станка или направляющей трубы и кондуктора. Однако эти условия ведут собственно не к искривлению скважины, а к неправильному заложению ее по отношению к заданному проектом направлению.
Технические условия, вызывающие искривление скважины в процессе бурения, в основном связаны с конструктивными особенностями компо-новок низа бурильного инструмента, а также с неправильными приемами работы.
Ниже перечислены технические условия, вызывающие образование увеличенных зазоров между стенками скважины и низом бурильного инструмента и приводящие к искривлению ствола скважины
1. Бурение скаажин бурильной компоновкой с эксцентрично навин-ченным породоразрушающим инструментом или переводниками. При этом несоосность инструмента в скважине веде г к интенсивному разбуриванию стенок. Величина эксцентриситета в этом случае определяет степень разбуривания.
При бурении погнутыми ведущими трубами, особенно в мягких по-родах, наблюдается также усиление разработки стенок скважины.
2. Использование бурильного инструмента несоответствующих конструкций, особенно при смене диаметра скважины.
При переходе с большого диаметра на меньший, если применить обычную компоновку низа бурильного инструмента, ствол меньшего диаметра может быть забурен эксцентрично.
3. Применение бурильного инструмента несоответствующих конструк-ций при расширении ствола скважины также может привести к отклонению ствола скважины от требуемого направления.
4. К другим техническим условиям, способствующим возникновению искривления, относится, например, бурение не соответствующими дан¬ным условиям по длине компоновками бурильного инструмента (короткими турбобурами, особенно в часто перемежающихся породах раз¬личной твердости и т. д.), компоновками заниженных поперечных размеров, а также породоразрушающими затупившимися инструментами или несоответствующими по конструкции проходимым породам
К техническим условиям, вызывающим неправильное начальное направление скважины, относятся следующие.
1. Неправильная установка ротора. При бурении вертикальных скважин небольшой перекос ротора во время монтажа может привести к неправильному забуриванию скважины.
Подобные начальные отклонения оси скважины часто встречаются при бурении как вертикальных, гак и наклонно заданных скважин. При этом отклонения могут быть различными, а направление носит случай¬ный характер.
2. Бурение скважины с неисправным ротором
3. Неправильная установка направляющей трубы или кондуктора.Плохо отцентрированные и закрепленные обсадные трубы (направление или кондуктор) также могут вызвать отклонение оси скважины в самом начале бурения.
Основная причина, непосредственно вызывающая искривление вертикальных скважин,— неравномерная разработка площади забоя в разных направлениях, что приводит в процессе бурения к смещению забоя в пространстве. В отношении наклонно заданных скважин такой причиной искривления является неравномерная разработка площади забоя по окружности и стенок скважин в призабойной зоне.
Неравномерное разрушение забоя происходит при определенных геологических и технологических условиях.
Неравномерное разрушение стенок наклонно проходимых скважин в призабойной зоне вызывается действием силы тяжести бурильного инструмента.
Необходимое условие, которое приводит к искривлению сква жины,— несовпадение оси низа бурильного инструмента с осью скважины под действием отклоняющего усилия. Последнее возникает в нижней части бурильного вала при взаимодействии в основном изгибающих (от совместного действия центробежных сил и усилий веса) и скручиваю щих (от передачи вращательного момента породоразрушающему инструменту на забое) сил.
Геологические условия — основная причина, вызывающая искрив ление вертикально заданных скважин. ι
Технические условия, хотя и не приводят непосредственно к неравномерному разрушению забоя, играют большую роль в выполнении задач, поставленных перед скважиной.
Практика буровых работ показывает, что интенсивность искривления скважин в основном зависит от степени разбуривания ствола скважины. Чем больше разбуривание, тем больше возможностей проявления тех или иных условий для неравномерного разрушения забоя скважины.
Наиболее просто задача решается, если кустовая площадка расположена в центре разбуриваемого участка. Под углом 60° к направлению движения станка (НДС) проводят четыре линии, разбивающие план куста на четыре сектора. Сначала бу рят скважины сектора I, направления которых противоположны движению станка. Затем скважины, расположенные в секторах На и IIб, причем желательно чередовать скважины в этих секторах. В последнюю очередь бурят скважины, проектные направления которых находятся в секторе III.
Из скважин сектора I первыми бурят скважины с большими зенитными углами (большими отходами), а затем с меньшими. При этом длину вертикального участка первой скважины выбира ют минимальной. Для каждой очередной скважины этого сектора глубину зарезки увеличивают в соответствии со следующим пра вилом: расстояние по вертикали между точками зарезки наклон ных участков двух скважин одного сектора должно быть не менее 30 м, если разница в азимутах забуривания менее 10°; не менее 20 м — если разница азимутов составляет 10-20°; не менее 10м — если азимуты отличаются более чем на 20°.
Рис.25.3. Схемы симметричного (а) и асимметричного (б) расположения кустовой площадки
При бурении скважин секторов На и Пб глубина зарезки дол жна увеличиваться. Однако на практике этого не всегда можно до биться. Поэтому, если разность в азимутах соседних скважин со ставляет 20° и более, то допускается зарезка последующей сква жины с меньшей глубины. Для скважин сектора III очередность обратная: сначала бурят скважины с меньшим отходом с макси мальным вертикальным участком, в последнюю очередь — сква жины с максимальным отходом, глубину зарезки для каждой по следующей скважины выбирают меньше, чем для предыдущей.
Если кустовая площадка расположена на краю разбуриваемо го участка, на плане куста выделяют три сектора (рис.25.3, б). При разбуривании прибрежных морских месторождений возможны случаи, когда кустовая площадка расположена за пределами раз буриваемого участка (рис.25.4). При этом направление движения станка выбирают таким, чтобы углы между ним и стволами боль шинства скважин были как можно ближе к 90°.
Рис.25.4. Схема расположения кустовой площадки вне разбуриваемого участка
Задачу завершают построением схемы куста и таблицы, в ко торой приводят проектные азимуты всех скважин, длины вертикальных участков, смещения и другие данные.
На многих предприятиях имеются программы для построе ния схемы кустов на ЭВМ, составленные с учетом вышеуказан ных требований и ограничений и учитывающие местные условия.
К искусственно искривленным относятся скважины, которые бурятся по заданному профилю. Такие скважины могут быть наклонными, плоско искривленными и реже — пространственно искривленными В теории и практике бурения понятие «искривления» следует иметь в виду при изучении причин и механизма искривления скважин.
Интенсивность изменения кривизны скважины зависит как технических и технологических факторов (диаметр долота, диаметр и жесткость бурильных труб и УБТ, а также их соотношения, осевой нагрузки, механической скорости бурения, величины начального угла искривления и др.), так и от геологических факторов (формы залегающих пластов и физико-механических свойств горных пород).
Для борьбы с искривлениями ствола скважин существует ряд компоновок низа бурильного инструмента , включающих в себя УБТ, СУБТ и УБТ с центрирующими приспособлениями и без них
Отклоняющие устройства. При бурении СБО и ГС применяются отклоняющие устройства, которые условно делятся на 3 группы :
- с малым радиусом искривления - 6... 12 м (до 10°/1 м);
- со средним радиусом - 90...240 м (до 6,6°/10 м);
- с большим радиусом искривления - 300 м и более (темп набора угла до 2°/10м).
Системы с малым радиусом искривления основаны на применении отклоняющих клиньев и шарнирных компоновок в сочетании с гибкими трубами. Обычно малые радиусы используются для забуривания боковых ответвлений из существующих с целью повышения их продуктивности. Длина горизонтального участка при этом относительно невелика - 60... 120 м.
Для бурения со средним радиусом искривления необходимы специальные (обычно укороченные) двигатели в сочетании с кривым переводником или шарнирным сочленением с бурильным инструментом. В последнем случае требуется также применение отклоняющего клина или сочетание шарнирной КНБК с ориентируемым отклонителем.
Технология бурения с большим радиусом кривизны предполагает использование традиционных отклоняющих устройств (ориентируемых и неориентируемых). В последние годы при этом отдают предпочтение отклонителям с дистанционно изменяемым углом перекоса и неориентируемым компоновкам низа бурильной колонны (КНБК), содержащим в своем составе центратор с переменным диаметром.
4. На чем основывается выбор типа профиля скважины, какие типы профиля применяются на практике в Казахстане, России и за рубежом?
Проектирование профилей — одна из составных частей технических проектов на строительство наклонно направленных скважин. Цель проектирования профиля - - выбор типа и конфигурации его, расчет и построение .траектории оси ствола наклонно направленных скважин в пространстве.
Профили проектируют исходя из целевого назначения скважины и конкретных геолого-технических условий бурения. Профиль наклон но направленной скважины должен обеспечить:
доведение скважины до проектной глубины без каких-либо осложне ний при существующем состоянии техники и технологии буровых работ;
качественное строительство скважины при минимальных затратах времени и средств;
достижение проектного смещения забоя от вертикали в заданном на правлении с учетом допустимых норм отклонения от проектного поло жения при минимальном объеме работ с ориентируемыми отклоняю щими КНБК;
минимальное количество перегибов ствола с радиусами искривления, не превышающими допустимые величины;
возможность свободного прохождения по стволу различных К.НБК. и обсадных колонн в процессе бурения и оснасток элементов подзем ного оборудования в процессе эксплуатации и подземного ремонта;
длительную и безаварийную эксплуатацию скважин глубинными насосами, в том числе и глубинными штанговыми насосами, а также возможность применения методов одновременно раздельной эксплуа тации нескольких горизонтов при разработке многопластовых место рождений нефти.
Профили обычного типа являются наиболее распространенными и их следует максимально использовать при бурении наклонно направ ленных скважин. Их применяют при разбуривании месторождений платформенного и складчатого типов, где влияние геологических условий на самопроизвольное искривление ствола сравнительно неве лико, а также при бурении наклонно направленных скважин в мало изученных районах, где закономерности естественного искривления ствола неизвестны.
Основные типы профилей обычного типа приведены на рис. 11.1 .
Профиль I типа (рис. 11.1, а) состоит из трех участков: верти кального /, участка набора зенитного угла 2 и наклонно прямолинейного участка (стабилизации зенитного угла) 3, продолжающегося до проектного забоя в продуктивном пласте. Применение этого профиля позволяет ограничить до минимума количество рейсов с ориентируемымиотклоняющими КНБК, затратить наименьшее время на выполнение специальных операций по искусственному искривлению ствола, получить наибольшее отклонение забоя от вертикали при наименьшем зенитном угле и иметь минимальное удлинение ствола.
Ввиду того, что при этом профиле имеются только один перегиб и значительный наклонно прямолинейный участок в нижней части, эксплуатация скважин не вызывает значительных затруднений.
Рис.11.1. Профили наклонно направленных скважин обычного типа
ι
Профиль II типа (рис. 11.1,6) —разновидность профиля I типа — также состоит из трех участков 1, 2 и 3, но вместо наклонно прямо линейного имеет участок естественного снижения зенитного угла 3. Этот профиль требует набора значительно большего зенитного угла ствола в конце участка 2 для компенсации снижения указанного угла на участке 3. Поэтому длина участка 2 будет большей, а работы с отклонителем на нем вызовут дополнительные затраты времени и средств. Такой профиль можно применять в районах, где стабилиза ция зенитного угла затруднена и темп естественного снижения этого угла невелик, а также при бурении наклонно направленных скважин больших глубин, когда работа с отклоняющими устройствами связана с определенными трудностями.
Профиль III типа (рис. 11.1, в) состоит из пяти участков: верхнего вертикального /, набора зенитного угла 2, наклонно прямолинейного 3, снижения зенитного угла (естественного или искусственного) 4 и ниж него вертикального 5, позволяющего при пересечении стволом несколь ких продуктивных горизонтов эксплуатировать любой из них с сохра нением общей сетки разработки. Этот профиль наиболее сложный, так как имеет два изгиба, которые в процессе бурения могут служить причиной затяжек и посадок бурильной колонны, а также образования желобных выработок в необсаженной части ствола. Вследствие этого увеличатся зависание и неравномерность подачи бурильного инструмента на забой, возрастут возможности заклинивания и прихвата бурильного инструмента.
Профиль IV типа (рис. 11.1, г) отличается от профиля III типа тем, что участки 3 и 4 заменены участком 3 естественного сниже ния зенитного угла. Этот профиль применяется при бурении наклонно направленных скважин с наибольшими отклонениями забоев от вертикали.
Профиль V типа (рис. 11.1,д)состоит из вертикального участка / и участка набора зенитного угла 2. Профиль характеризуется большой протяженностью участка 2, на котором проводят работы с отклонителем. Этот профиль применяют при разбуривании экранированных залежей; его целесообразно проводить с использованием безориентируемых КНБК.
Профиль VI типа (рис. 11.1,е) состоит из одного наклонно направ ленного участка 6. Скважины по такому профилю могут быть пробурены наклонными непосредственно с земной поверхности. Этот профиль характеризуется тем, что не требует специальных технических средств для бурения наклонно направленных скважин.
При бурении скважин специального назначения профили могут отличаться от приведенных типов.
В зависимости от конкретных геолого-технических условий бурения профили наклонно направленных скважин могут иметь более одного участка набора и стабилизации зенитного угла. Например, если на участке набора зенитного угла имеется пропласток твердых пород с низкой проходкой на долото, то с целью снижения объема работ с отклонителем его целесообразно пробурить без отклонителя, а затем продолжать набор зенитного угла. Однако такие случаи должны быть исключены. Всегда следует стремиться к тому, чтобы профиль скважины имел минимальное число изгибов.
Отклоняющие устройства с малым радиусом искривления
Отклоняющие устройства. При бурении СБО и ГС применяются отклоняющие устройства, которые условно делятся на 3 группы :
- с малым радиусом искривления - 6... 12 м (до 10°/1 м);
Рациональная область применения скважин с малым радиусом - это пласты с низким пластовым давлением. Бурение обычно производится с помощью установок для капитального ремонта скважин.
Забуривание криволинейного ствола может производится путем вырезания окна в обсадной колонне или в интервале сплошного выреза обсадной колонны. Независимо от метода вырезания обсадной колонны, на требуемой глубине устанавливается цементный мост или специальный якорь, на которых в свою очередь закрепляется отклоняющий клин, ориентированный по необходимому азимуту. Бурильная компоновка в общем случае состоит из специального забурочного долота, центратора, шарнирного узла и гибкой бурильной колонны. Путем подбора соотношения размеров элементов КНБК достигается бурение по заданному радиусу кривизны. Способ бурения - роторный.
Существует модификация данного способа, предусматривающая применение принудительно изгибаемого с помощью специального устройства удлиненного вала забойного двигателя взамен гибкой бурильной колонны с шарнирным сочленением секций .
Имеются технические решения, основанные на использовании гидромониторного разрушения забоя.
Как уже отмечалось, путем бурения скважин с малыми радиусами кривизны не удается достигнуть значительных смещений забоя от вертикали.
Назначение утяжеленных бурильных труб, их применение в направленном бурении?
Утяжеленные бурильные трубы представляет собой толстостенные стальные трубы и предназначены для повышения жесткости и веса низа бурильной колонны с целью создания необходимой осевой нагрузки на долото в процессе бурения.
При бурении скважин применяют УБТ след типов: с гладкой поверхностью по всей длине, с конусной по всей длине, с конусной с проточкой для лучшего захвата клиньями при спускоподъёмных операциях, сбалансированные убт (убтс1), с замками и стабилизирующими поясками (убтсз), фигурного сечения.
Обычные горячекатаные убт изготавливают двух типов: гладкие по всей длине и с конусной проточкой для надежного захвата и удержания их в клиновом захвате. Конусную проточку проводят в интервале длинной 500 мм, отстоящем от верхнего конца трубы на 500 мм, с конусностью 1:100 или 1:125, затем следует цилиндрическая проточка такой же длинны диаметром на 8-10 мм меньше наружного диаметра убт, далее обратная конусная проточка в интервале 250 мм и с конусностью 1:50 или 1:62,5.
Убт составляют с внутренней резьбой на обоих концах ( наддолотные трубы ) и с внутренней резьбой на одном конце и наружной- на другом ( промежуточные трубы) . УБТ диаметром 219 мм и выше поставляться без нарезки резьбы.
Размеры, массы и жесткость при изгибе и сдвиге обычных УБТ приведены в табл.
УБТ в зависимости от диаметра поставляют длиной от 6 до 12 м с допуском +- 1 м. ПО толщине стенки для всех размеров УБТ установлен допуск 12,5%.
Помимо горячекатаных УБТ, поставляемых металлургической промышленостью и изготовляемых на трубопрокатных станах, широко применяют сбалансированные убт под шифром убт1 , изготовленные машиностроительной промышленностью путем сверления канала, механической обработки наружной поверхности и соответствующей термообработки для повышения механических свойств.
7. Отклоняющие устройства со средним радиусом
Для бурения со средним радиусом искривления необходимы специальные (обычно укороченные) двигатели в сочетании с кривым переводником или шарнирным сочленением с бурильным инструментом. В последнем случае требуется также применение отклоняющего клина или сочетание шарнирной КНБК с ориентируемым отклонителем. Техника и технология бурения скважин со средним радиусом кривизны. Как показывает теоретические расчеты и практика бурения, для проводки скважин со средним радиусом кривизны до определенных пределов можно использовать отклонители традиционного типа, но укороченные. Например, при замене турбинной секции отклонителя ТО - 172 винтовым двигателем такого же диаметра радиус искривления R теоретически может быть уменьшен до 180 м. однако для достижения R=90 м потребовалось бы уменьшение общей длины отклонения до 4 м. очевидно, что при этом резко снизятся энергетические характеристики отклонителя.
Отсюда следует, что для получения радиусов искривления, относящихся по приведенной выше классификации к средним, требуется применение других типов отклонителей.
В последние годы разработаны специальные отклонители на базе винтовых забойных двигателей для бурения долотами диаметром 120,6... 215,9 мм с искривлением по среднему и малому радиусам.
Кроме того, перспективными для бурения со средними радиусами искривления являются шарнирные отклонители. При бурении ими может быть достигнута интенсивность искривления до 10°/10 м . Шарнирные КНБК обладают целым рядом преимуществ, главными из которых являются следующие
- существенное повышение точности проводки ствола по заданной траектории, так как шарнирные КНБК могут обеспечивать практически постоянную интенсивность искривления в широком диапазоне изменения зенитного угла;
- возможность применения, как при роторном бурении, так и использовании забойных двигателей;
- универсальность.
Под последним имеется в виду возможность выполнения с помощью шарнирных КНБК целого ряда различных технологических операций, связанных с проводкой наклонных и горизонтальных скважин:
- безориентированное увеличение зенитного угла при начальном его значении Q=12°;
- безориентированное уменьшения зенитного угла с заданной интенсивностью до расчетного предельного значения;
- предупреждение естественного искривления скважин;
- забуривание наклонного ствола в заданном азимуте;
- корректировка направления скважины.
Наблюдаемый в последние годы рост числа скважин с большими отходами (СБО) от вертикали и горизонтальных скважин (ГС) за рубежом и связанная с этим необходимость бурения со средними радиусами искривления, вызвали интерес к применению шарнирных КНБК .
8. Задачи при выборе компоновок низа бурильной колонны при бурении наклонных скважин.
За последние годы в СНГ и дальнем зарубежье неоднократно предпринимались попытки подобрать компоновки низа бурильной колонны таким образом, чтобы при бурении вертикальных или наклонно направленных скважин гарантировалась выдерживание их направления.
Была решена проблема выбора КНБК для бурения вертикальных скважин без ограничения эффективной нагрузки. К сожалению, это решение также в свою очередь, было связано с определенным ограничением. Оно заключалось в предположении, что при бурении центраторы в подобных КНБК постоянно остаются полноразмерными. Только тогда удавалось планировать бурение слегка наклонных прямолинейных стволов скважин с небольшим отклонением от вертикали. Однако вскоре было замечено, что в одних случаях применение жесткой компоновки КНБК было успешным, а в других не давало желаемых результатов. Детальный анализ показывает, что причиной появления недопустимых отклонений скважины от вертикали является отсутствие обоснованных рекомендаций по допустимому износу полноразмерных вначале центраторов в КНБК с множественной центрацией. На практике очень трудно придерживаться таких малых зазоров (официально допустимые зазоры для полноразмерных центраторов составляют 1,0... 1,5 мм на сторону), так как для этого в большинстве случаев необходимо менять центраторы почти после каждого рейса, поскольку износ в 1,0... 1,5 мм на сторону действительно можно чаще всего наблюдать после первого же долбления.
Ясно, что смена центраторов почти после каждого рейса - не самое экономичное решение, - оно может быть оправданным только в тех случаях, когда доказано, что все остальные средства исчерпаны. Можно рассчитать при заданных параметрах КНБК и определить диаметры и место установки опорно-центрирующих элементов для обеспечения необходимого темпа искривления.
В последние годы большое внимание уделяется вопросам научно обоснованного выбора различных КНБК для управления траекториями бурения наклонных скважин.
Наибольшую известность получила модель предложенная профессором М.Ж. Музапаровым. Она включает себя методику расчета длины полуволны бурильной колонны в наклонно-направленных и горизонтально-направленных скважинах, так как один из основных технологических факторов – «осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент - создается сжатой частью бурильной колонны»,а также методику управления движением КНБК при различных зенитных углах скважины.
9. Отклоняющие устройства с большим радиусом искривления. кривизна скважины
Основной объем бурения приходится на участки с большим радиусом искривления (интенсивность изменения зенитного угла не более 2°/10 м). Для набора зенитного угла и коррекции направления скважины используется в этом случае ориентируемые и неориентируемые КНБК.
Ориентируемые КНБК обычно содержат кривой переводник (с постоянным или переменным углом перекоса) или эксцентричный элемент. Имеются конструкции самоориентирующихся отклонителей.
Неориентируемые компоновки могут содержать определенном образом установленные на забойном двигателе или УБТ опорно-цементирующие элементы различного диаметра, шарнирные узлы, а также сочетание шарнира с опорно-цементирущими элементами.
В практике бурения у нас и за рубежом применяется большое число различных ориентируемых и неориентируемых КНБК для бурения участков скважины с большим радиусом искривления. Разнообразны и конструкции элементов КНБК.
Ориентируемые КНБК на базе кривого переводника с постоянным углом перекоса.
Наиболее простой в изготовлении компоновкой является кривой переводник в сочетании с УБТ и коротким турбобуром.
Неориентируемые КНБК для бурения СБО и ГС. С увеличением объема наклонного бурения все более широкое применение на практике находят неориентируемые забойные компоновки, с помощью которых реализуется интервалы набора, стабилизации и уменьшения зенитного угла проектного профиля наклонных скважин.
Использование в компоновке низа бурильной колонны (КНБК) неориентируемых отклонителей (калибратор, центратор, стабилизатор и др.), наряду с повышением качества проводки и удешевлением стоимости бурения наклонной скважины, позволяет сократить длину искривленного участка ствола реализуемыми ориентируемыми компоновками (например, КНБК, включающий кривой переводник, ТО ОТС и др.) и максимально уменьшить количество рейсов с ним и, следовательно, затраты на бурение.
10. Технико-технологические приемы искривления скважин устройство
Технологические условия связаны со способами и режимами, при меняемыми при бурении. Они в основном определяются осевыми нагруз ками на забой и частотой вращения породоразрушающего инструмен та, которые ведут к неравномерным разработке стенок скважины и разрушению забоя. В свою очередь неравномерная разработка элементов сква жины вызывает увеличение сил, отклоняющих низ бурильного инстру мента от оси скважины, и уменьшение механических скоростей бурения.
К основным технологическим условиям, ведушим к искривлению ствола скважины, относятся в основном неравномерность разбури-ваемости ее стенок, силы, действующие на низ бурильного инструмента, и некоторые другие факторы.
На отклонение скважин от заданного направления значительно влияют также технические условия. В результате применения бурильных компоновок неправильных конструкций, нерациональных размеров, пло хого качества и т. д. в процессе бурения происходит интенсивная раз работка стенок скважины, в результате чего увеличивается зазор между стенками скважин и низом бурильных компоновок, а следовательно, и возможность перекоса последних в стволе. Это ведет к отклонению оси скважины во время ее проходки, т. е возникает искривление ствола. К техническим условиям можно до некоторой степени отнести неправиль ную установку ротора бурового станка или направляющей трубы и кондуктора. Однако эти условия ведут собственно не к искривлению скважины, а к неправильному заложению ее по отношению к заданному проектом направлению.
Технические условия, вызывающие искривление скважины в процессе бурения, в основном связаны с конструктивными особенностями компо новок низа бурильного инструмента, а также с неправильными приемами работы.
11. Ориентируемые КНБК
Ориентируемые КНБК на базе кривого переводника с постоянным углом перекоса. Ориентируемые КНБК на базе кривого переводника с постоянным углом перекоса общеизвестны .
Наиболее простой в изготовлении компоновкой является кривой переводник в сочетании с УБТ и коротким турбобуром. Недостатками этой КНБК является возникновение больших упругих деформаций турбобура и снижение его энергетических параметров, непостоянство интенсивности искривления при | изменении зенитного угла а и даже полное прекращение набора угла при определенных величинах а [81]. Кроме того, указанная компоновка не обеспечивает и постоянства интенсивности изменения азимута при заданном угле установки отклонения. Большая длина нижнего плеча компоновки становится причиной его повышенной чувствительности к изменениям вращающегося момента на долоте.
Перечисленные недостатки КНБК с кривым переводником послужили причиной поиска конструкции отклонителей на базе забойных двигателей более устойчивыми показателями искривления скважины. В результате были созданы турбинные отклонители и механизмы искривления для электробуров, в которых место перекоса осей отклоняющей компоновки приближено к долоту
12. Направленное забуривание дополнительных стволов из обсаженных скважин
Направленное забуривание дополнительных стволов из обсаженных скважин — наиболее эффективное средство увеличения производитель ности малодебитных скважин за счет вскрытия пропущенных продуктив ных объектов или возрождения скважины, пробуренной в слабопроницае мых пластах. Ствол из обсаженной скважины забуривают по трем схемам: с использованием стационарного клинового отклонителя через щелевидное окно в обсадной колонне; с применением стационарного или съемного отклонителя в интервале вырезанного участка обсадной колон ны; с помошью турбинных отклонителей в интервале вырезанного участка обсадной колонны.
Компоновки для управления только зенитным углом.
Неориентируемые (прямые) компоновки - Компоновки для бурения вертикального участка ствола скважины. Эти компоновки должны обеспечить строгую вертикальность ствола скважины во избежание пересечения стволов соседних скв в кусте.
Неориентируемые отклоняющие (стабилизирующие) компоновки: ОТШ, компоновки с центраторами или стабилизаторами, калибраторами.
Достоинствами неориентируемых компоновок низа бурильной колонны (КНБК) являются их низкая стоимость и возможность получения более высоких технико-экономических показателей бурения. В некоторых случаях особенно важна их способность автоматически самоустанавливаться в соответствии с апсидальной плоскостью, независимо от действия реактивного момента.
Универсальное вырезающее устройство, предназначенное для фрезерования участков колонн диаметром 168—219 мм. Отличительная его особенность — безосевой способ крепления резцов в корпусе с помощью опорного кольца.
Универсальное вырезающее устройство представляет собой фрезерующий инструмент, резцы которого выдвигаются под действием давления промывочной жидкости. Обсадная колонна фрезеруется при вращении бурильного инструмента.
Вырезающее устройство УВУ состоит из цилиндрического корпуса, в котором размещена игла, связанная с поршнем , толкателем.
При бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин с забойными двигателями в качестве отклоняющих устройств применяют турбинные отклонители, отклонители на базе винтовых забойных двигателей, механизмы искривления МИ (в электробурении), отклонители с накладкой, забойные двигатели с эксцентричным ниппелем и другим элементом на ниппеле.
Отклоняющие компоновки с кривым переводником и турбинным отклонителем рекомендуется применять при бурении скважин в устойчивых геологических разрезах, в которых не ожидается значительного увеличения диаметра ствола.
Отклоняющие компоновки с кривым переводником отличаются простотой сборки и эксплуатации, а компоновки с турбинными отклонителями благодаря меньшей длине нижнего от отклонителя участка и возможности применения в секционном исполнении позволяют повысить интенсивность искривления ствола и показатели работы долот.
Компоновки с турбинным отклонителем и кривым переводником над ним, а также компоновки с отклонителем Р-1 следует применять в тех случаях, когда ожидается значительное расширение ствола.
При бурении, испытании и эксплуатации наклонно направленных скважин применяют различные элементы техники (забойные двигатели, бурильные и утяжеленные бурильные трубы, обсадные трубы, испы татели пластов, приборы для исследования скважин, глубинные на сосы и т. д.), которые отличаются условиями работы и имеют раз личные геометрические размеры и жесткость.
Для нормальной эксплуатации этих элементов техники необходимо, чтобы интенсивность искривления ствола не превышала определенных допустимых величин. При выборе допустимой интенсивности искривле ния ствола следует исходить из следующих двух основных положений.
Если элемент техники не допускает принудительного спуска
через искривленный ствол скважины (испытатели пластов, пакеры,
глубинные насосы и т. д.), то допустимый радиус искривления ствола
определяют из условия свободного прохождения его через искривлен
ный участок ствола.
Если элемент техники допускает принудительный спуск через искривленный ствол скважины (забойные двигатели, бурильные и утяжеленные бурильные трубы, обсадные трубы и т. д.), то допустимый радиус искривления ствола определяют из условий: а) предотвращения возникновения остаточных деформаций при прохождении через искрив ленный участок ствола; б) ограничения дополнительных нагрузок, обусловленных упругими деформациями элементов техники при прохо ждении через искривленный участок ствола, а также предотвращения желобообразования и протирания обсадных колонн.
Необходимо иметь в виду, что правильный выбор минимального радиуса искривления ствола во многом предопределяет возможности и эффективность бурения наклонно направленных скважин, область применения указанных выше элементов техники в рассматриваемом прогрессивном виде бурения скважин.
Ограничения на интенсивность искривления скважин на раз личных участках можно выразить через радиусы кривизны этих участков:
1) на участке набора зенитного угла
2) па участке уменьшения зенитного угла
3) в интервале установки насосного оборудования (ЭЦН)
наклонных скважин.
Выбор компоновок низа бурильной колонны для реализации профиля наклонной или вертикальной скважины. Основной критерий при выборе компоновки низа бурильной колонны для бурения вертикальной скважины или того или иного участка профиля ствола наклонной скважины – интенсивность измененения зенитного угла при бурении этой компоновкой.
Выбор компоновки и расчет бурильной колонны Конструкция бурильной колонны определяется условиями бурения и конструкцией скважины. При проектировании бурильных колонн возможны следующие ситуации: необходимо выбрать рациональную компоновку бурильной колонны, удовлетворяющую всем инженерным по несущей способности; необходимо дать оценку с позиций проверки на прочность какого-либо варианта компоновки колонны.
При выборе компоновки колонны бурильных труб в качестве исходной информации используются: геометрические параметры профиля ствола скважины, диаметр обсадной колонны на предыдущем интервале бурения, способ бурения, плотность бурового раствора, потери давления в забойном двигателе и долоте, вес забойного двигателя.
В результате расчета должны быть получены диаметры, толщины стенок, группы прочности и длины секций для всех ступеней колонны, а также величины фактических коэффициентов запасов прочности для сравнения с нормативными коэффициентами
Телеметрическая система для ориентирования отклоняющих компоновок позволяет проводить следующие операции в процессе проводки наклонно направленных скважин:
19. Система радиального бурения
Радиальное бурение- являеться методом повышения нефтеотдачи платов на основе использования модифицированной технологий гибких нкт и гидромониторной насадки. Давление до 50 Мпа=50 атм.
-Повышает дебит и извлекаемые запасы малодебитных скважин.
-Позволяет многослойное применение в зонах с большой мощностью коллектора.
- Улучшает показатель расхода воды в нагнетательных скважинах.
Технологический процесс:
1. Подъем НКТ
2. Спуск башмака
3. Спуск турборезки
4. Подъем турборезки
5. Спуск нагнетательного сопла
6. Подъем нагнетательного сопла
Преимущества:
- Нет необходимости в больших роторных буровых установках
- Нет необходимости в дополнительноой интенсификаций притока.
- Отсутствие расходов на каротаж
- Нет необходимости изменять конфигурацию ствола скважин
- Быстрое многократное увеличение дебита и извлекаемых запасов.
20. Принцип работы роторных управляемых систем
Применение роторных управ-ляемых систем (РУС) повышает скорость проходки и качество ствола, уменьшает извилистость. Кроме того, РУС уменьшают скручивающие и осевые нагрузки, а также явления подклинки-проворота (stick&slip) по сравнению с наклонно-направленным бурением с помощью забойных двигателей. Выбор роторных управляемых систем обеспечивает возможность бурения более длинных интервалов с равномернымдиа-метром стволов, что облегчает спуск обсадных труб. Изначально бурение наклонно-направленных скважин высокопроизводительными забойными двигателями (ВЗД) может быть экономически эффективным. Однако различные проблемы, осложняющие заканчивание скважины, могут привести к значительным потерям времени и большим затратам. Обычно проблемы при наклонно-направленном бурении с использованием ВЗД возникают из-за неравномерного диаметра ствола и микроискривлений, которые могут осложнить спуск обсадной колонны. Существует постоянный риск прихвата трубы во время проводки длинных горизонтальных участков скважины с использованием забойных двигателей без вращения бурильной колонны. РУС, использующие технологию направления долота (point-the-bit), помогут избежать такого рода проблем, возникающих при отклонении долота забойным двигателем (push-the-bit). По оценкам, 23% от всего мирового объема наклонно-направленного бурения осуществляется с помощью роторных управляемых систем. А это – $3,5 млрд от расчетного объема рынка, равного $15 млрд. И эта доля будет расти в связи с увеличением спроса на направленное бурение. Правильный выбор инструмента имеет жизненно важное значение для добывающих компаний с точки зрения технических аспектов и затрат. Несмотря на то, что РУС могут заменять высокопроизводительные гидравлические забойные двигатели, обоснованность их применения в большинстве случаев гарантируется только при условии тщательного проектирования скважины и учета инженерно-технических особенностей. Роторная управляемая система не использует режим слайдирования для контроля направления скважины. Она постоянно вращается, направляя долото по желаемой траектории. Вращение всей бурильной колонны предотвращает прихваты и спиральное скручивание труб, обеспечивая передачу необходимой нагрузки на долото для оптимизации скорости проходки, экономии времени и средств. Попеременное бурение без вращения и с вращением бурильной колонны при использовании забойных двигателей может привести к существенным изменениям скорости проходки, особенно на горизонтальных участках. Сравнивая проводку скважины с помощью РУС и ВЗД, можно обнаружить ряд серьезных моментов не в пользу последнего. Бурение длинных горизонтальных участков с помощью забойного двигателя крайне сложно, поскольку по мере увеличения длины участка контролировать положение отклонителя двигателя становится все сложнее. При слайдировании при помощи ВЗД бурильная колонна не вращается, буровой раствор находится в статичном состоянии, поэтому буровой шлам должным образом не выносится на поверхность и может скапливаться вокруг бурильной колонны, в результате чего происходит прихват. При проталкивании долота двигателем без вращения колонны сила трения увеличивается, однако постоянное вращение роторной управляемой системы устраняет данную проблему. По мере увеличения длины ствола становится сложнее задать правильную скорость вращения в скважине для программирования роторной управляемой системы на бурение в необходимом направлении. Управление ВЗД осложнено в длинных боковых горизонтальных интервалах, где нижняя часть бурильной колонны лежит на стенке скважины и может скручиваться, крайне затрудняя поддержание точного положения отклонителя. Это приводит как к проблемам поддержания необходимого направления, так и к удорожанию бурения в связи с осложненной установкой отклонителя забойного двигателя. Однако, роторная управляемая система может программироваться не только изменением скорости вращения бурильной колонны, но и пульсациями давления с использованием специального наземного оборудования, что позволяет точно и оперативно задавать траекторию. Роторные управляемые системы совместно с инструментами для - каротажа в процессе бурения (LWD) позволяют получать отличные азимутальные имиджи ствола и высокоточные каротажные данные благодаря ровному и точному диаметру ствола, получаемому в результате использования роторной управляемой системы. Каротажные данные более высокого качества позволяют геофизикам выполнять геонавигацию в пластах малой мощности. Например, получить точную азимутальную плотность и сопротивление ствола, используя геонавигацию при бурении забойными двигателями, невозможно ввиду отсутствия вращения во время слайдирования. Непрерывное же вращение РУС позволяет получать высококачественные имиджи в гладких и ровных стволах, гарантируя проводку скважины в центральной части продуктивного горизонта. Таким образом РУС позволяют повысить скорость проходки, улучшают очистку ствола, обеспечивают более гладкие стволы, точное размещение скважин и высококачественные каротажные данные наряду с более высоким качеством ствола и сокращением общих затрат
21. План куста, задачи и требования к нему ?
Планом куста называется схематическое изображение гори зонтальных проекций стволов всех скважин, разбуриваемых с данной кустовой площадки.
План куста включает схему расположения устьев скважин на кустовой площадке, очередность их бурения, направление движения станка (НДС), проектные азимуты и смещения забоев скважин.
Задача состоит из следующих этапов:
4) построение схемы куста.
Исходные данные для решения задачи:
Требования к плану куста:
— должна обеспечиваться возможность одновременного буре ния, ремонта и эксплуатации скважин куста,
площадь кустовой площадки должна быть по возможности
минимальной;
вероятность пересечения стволов соседних скважин долж
на быть сведена к минимуму;
пробуренные скважины должны как можно быстрее пере
даваться в эксплуатацию;
стоимость строительства скважин в кусте должна быть ми
нимальной.
ТРЕБОВАНИЯ К СТРОИТЕЛЬСТВУ КУСТОВ СКВАЖИН
В ходе кустового освоения нефтяных месторождений буровая установка размещается на ограниченной территории по пло щади. Поэтому практика наклонного бурения показала, что наиболее рациональны два метода компоновки оборудования
По первому методу оборудование разделяют на две части: подвижную и неподвижную (стационарную). В этом случае не все буровое оборудование перемещается с точки на точку. Во втором случае по мере проводки скважин все буровое обо рудование перемещают с точки на точку, включая циркуляци онную систему, буровые насосы, манифольд и т.д
Форма и размеры кустовой площадки обусловлены числом скважин и расстоянием между ними, так как этим опреде ляется общая протяженность рабочей площадки; противопо жарными нормами и- правилами, которыми устанавливается расстояние между отдельными объектами на кустовой пло щадке
К основаниям и фундаментам для кустового бурения сква жин предъявляются следующие требования:
фундамент основания по осадкам и деформациям должен обеспечить нормальную работу бурового оборудования как в период бурения скважин, так и в ходе эксплуатации кустовой площадки;
срок службы основания должен быть не менее срока экс плуатации скважин;
площадка основания должна обеспечивать перемещение и работу на ней транспортных средств и монтажных кранов;
возможность круглогодичных работ по их возведению и перемещению подвижной части буровой установки со скважи ны на скважину без демонтажа оборудования.
15.3. РАСПОЛОЖЕНИЕ УСТЬЕВ СКВАЖИН НА КУСТОВОЙ ПЛОЩАДКЕ
Способ расположения скважин в кусте зависит от условий местности и предполагаемых средств связи куста с базой. Кусты, не связанные постоянными дорогами с базой, относят ся к локальным В ряде случаев кусты могут быть базовыми, когда они расположены на транспортных магистралях.
На локальных кустах скважины, как правило, располага ют в форме веера во все стороны, что позволяет иметь в кусте максимальное число скважин на дренируемом участке.
При разбуривании многопластовых месторождений число скважин в кусте пропорционально увеличивается. В том слу чае для увеличения одновременно работающих буровых уста новок скважины располагают по крестовой схеме. При однорядной и двухрядной схемах размещения устьев скважин од новременно могут работать две буровые установки на одном кусте.
При кустовом бурении вспомогательные службы (культ-будки, котельная, склады ГСМ и т.д.) выносят за пределыпроизводственной площадки с таким расчетом, чтобы рас стояние от них до устья ближайшей скважины было не менее 50 м.
При проектировании кустовых площадок необходимо учи тывать возможности перекрещивания большого количества скважин в кусте. При бурении скважин кустами с близким расположением устьев наиболее опасно пересечение стволов. Вероятность пересечения двух соседних скважин определяет-условий по формуле Р = b/S,
где р - вероятность того, что обе скважины попадут в опас ную зону, определяющую площадь перекрытия возможных
положений стволов; Ь - площадь опасной зоны; S- площадь возможного положения ствола скважины, обусловленная неточностью инклинометрическихизмерении.
При вероятности 0,25 и более опасность встречи стволов соседних скважин в кусте реальна.
Для предупреждения пересечения стволов наклонных скважин на кусте необходимо предусматривать следующие мероприятия:
в зоне размещения кустовой площадки не должно быть скважин, пробуренных с соседних кустов;
до начала разбуривания куста необходимо иметь проект ные профили всех скважин;
в ходе бурения очередной скважины необходимо учитыватьгоризонтальные проекции скважин, фактически пробуренныхс данной кустовой площадки, а также с соседних кустов, имеющих опасную близость к проектным скважинам;
при построении профилей стволов куста следует учитывать погрешность показаний используемых инклинометров, стро ить профили с максимальной точностью;
при составлении проекта куста наклонных скважин полно стью исключается зарезка с одинаковой глубины при после довательном бурении скважин, пересечение плоскостей ис кривления скважин, бурение с одного куста скважин с одина ковыми азимутами и отклонением;
начальный интервал до принудительного набора отклоне ния должен быть строго вертикальным.
22. Причины искривления скважин? Характер нагрузки вертикальных и наклонных скважин
Искривление буровых скважин обусловлено различными факторами, основными из которых являются геологические, технологические и техни¬ческие. Все они связаны между собой причинно-следственной связью как специфической формой обусловленности явлений в природе, выражаю-щейся в том, что любое отдельное явление или совокупность взаимо¬действующих явлений порождает другое явление и, наоборот, всякое явление связано с другим явлением или их группой.
При этом надо четко помнить, что каждое явление, непосредственно обусловливающее возникновение данного отдельного явления и выступаю¬щее как его источник, называется причиной, а явление, которое по¬рождается действием определенной причины,— следствием.
Влияние геологических условий в основном сводится к тому, что при бурении в породах, различных по физико-механическим свойствам, опре¬деляющим их буримость, скорость разрушения пересекаемых пород в отдельных точках забоя различна.
К основным геологическим условиям, которые вызывают искривление скважины, относятся: слоистость, сланцеватость, трещиноватость, анизо¬тропность горных пород, перемежаемость пород различной твердости и степень наклона пластов к горизонту, пористость, зоны и участки мягких несцементированных или сильно разрушенных пород, различного рода дизъюнктивные нарушения, пустоты, твердые включения в мягких не-сцементированных породах и т. д.
Технологические условия связаны со способами и режимами, при¬меняемыми при бурении. Они в основном определяются осевыми нагруз¬ками на забой и частотой вращения породоразрушающего инструмен¬та, которые ведут к неравномерным разработке стенок скважины и разрушению забоя. В свою очередь неравномерная разработка элементов сква¬жины вызывает увеличение сил, отклоняющих низ бурильного инстру¬мента от оси скважины, и уменьшение механических скоростей бурения.
К основным технологическим условиям, ведушим к искривлению ствола скважины, относятся в основном неравномерность разбури-ваемости ее стенок, силы, действующие на низ бурильного инструмента, и некоторые другие факторы.
Неравномерная разработка стенок скважин относится ко всем видам бурения и связана с тем, что породы, слагающие стенки скважины, различны по своему минералогическому составу и, следовательно, в раз¬ной степени сопротивляются воздействию на них режущих частей по-родоразрушающего инструмента.
Бурение шарошечными долотами характеризуется большей степенью разработки стенок скважины. При этом чем мягче порода и больше вели¬чина зубьев шарошек, тем больше диаметральная разбуриваемость стволов скважин. При бурении шарошечными штыревыми долотами в крепких породах разбуриваемость стенок, а следовательно, и величина искривления скважин значительно понижаются.
На отклонение скважин от заданного направления значительно влияют также технические условия. В результате применения бурильных компоновок неправильных конструкций, нерациональных размеров, пло-хого качества и т. д. в процессе бурения происходит интенсивная раз¬работка стенок скважины, в результате чего увеличивается зазор между стенками скважин и низом бурильных компоновок, а следовательно, и возможность перекоса последних в стволе. Это ведет к отклонению оси скважины во время ее проходки, т. е возникает искривление ствола. К техническим условиям можно до некоторой степени отнести неправиль¬ную установку ротора бурового станка или направляющей трубы и кондуктора. Однако эти условия ведут собственно не к искривлению скважины, а к неправильному заложению ее по отношению к заданному проектом направлению.
Технические условия, вызывающие искривление скважины в процессе бурения, в основном связаны с конструктивными особенностями компо¬новок низа бурильного инструмента, а также с неправильными приемами работы.
Ниже перечислены технические условия, вызывающие образование увеличенных зазоров между стенками скважины и низом бурильного инструмента и приводящие к искривлению ствола скважины
1. Бурение скаажин бурильной компоновкой с эксцентрично навин¬ченным породоразрушающим инструментом или переводниками. При этом несоосность инструмента в скважине веде г к интенсивному разбуриванию стенок. Величина эксцентриситета в этом случае определяет степень разбуривания.
При бурении погнутыми ведущими трубами, особенно в мягких по¬родах, наблюдается также усиление разработки стенок скважины.
2. Использование бурильного инструмента несоответствующих конструкций, особенно при смене диаметра скважины.
При переходе с большого диаметра на меньший, если применить обычную компоновку низа бурильного инструмента, ствол меньшего диаметра может быть забурен эксцентрично.
5. Применение бурильного инструмента несоответствующих конструк¬ций при расширении ствола скважины также может привести к отклонению ствола скважины от требуемого направления.
6. К другим техническим условиям, способствующим возникновению искривления, относится, например, бурение не соответствующими дан¬ным условиям по длине компоновками бурильного инструмента (короткими турбобурами, особенно в часто перемежающихся породах раз¬личной твердости и т. д.), компоновками заниженных поперечных размеров, а также породоразрушающими затупившимися инструментами или несоответствующими по конструкции проходимым породам
К техническим условиям, вызывающим неправильное начальное направление скважины, относятся следующие.
1. Неправильная установка ротора. При бурении вертикальных скважин небольшой перекос ротора во время монтажа может привести к неправильному забуриванию скважины.
Подобные начальные отклонения оси скважины часто встречаются при бурении как вертикальных, гак и наклонно заданных скважин. При этом отклонения могут быть различными, а направление носит случай¬ный характер.
4. Бурение скважины с неисправным ротором
5. Неправильная установка направляющей трубы или кондуктора.Плохо отцентрированные и закрепленные обсадные трубы (направление или кондуктор) также могут вызвать отклонение оси скважины в самом начале бурения.
Таким образом, можно сделать следующие выводы.
5. Основная причина, непосредственно вызывающая искривление
вертикальных скважин,— неравномерная разработка площади забоя в
разных направлениях, что приводит в процессе бурения к смещению
забоя в пространстве. В отношении наклонно заданных скважин такой
причиной искривления является неравномерная разработка площади
забоя по окружности и стенок скважин в призабойной зоне.
6. Неравномерное разрушение забоя происходит при определенных
геологических и технологических условиях.
7. Неравномерное разрушение стенок наклонно проходимых скважин
в призабойной зоне вызывается действием силы тяжести бурильного
инструмента.
8. Необходимое условие, которое приводит к искривлению сква¬
жины,— несовпадение оси низа бурильного инструмента с осью скважины
под действием отклоняющего усилия. Последнее возникает в нижней
части бурильного вала при взаимодействии в основном изгибающих
(от совместного действия центробежных сил и усилий веса) и скручиваю¬
щих (от передачи вращательного момента породоразрушающему
инструменту на забое) сил.
7. Геологические условия — основная причина, вызывающая искрив¬
ление вертикально заданных скважин. ι
8. Технические условия, хотя и не приводят непосредственно к не- /
равномерному разрушению забоя, играют большую роль в выполнении [
задач, поставленных перед скважиной.
23. Определение длины полуволны
Длина полуволны LТ – отрезок бурильных труб между долотом и первой точкой касания нижней свечи стенок скважины;
24. Бурение многозабойных горизонтально разветвленных и горизонтальных скважин.
Многозабойные и горизонтально разветвленные скважины бурят обычными буровыми установками с помощью серийно выпускаемого бурового оборудования. Мощность и грузоподъемность буровой установки необходимо выбирать с учетом дополнительных сил сопротивления, возникающих на участках резкого искривления и горизонтальных участках при взаимодействии бурильной и обсадной колонн со стенками скважины при осевых перемещениях.
Напряженность бурильных и обсадных колонн дополнительно воз-растает вследствие изгиба труб на участках резкого искривления скважины. Колонны для многозабойного и горизонтального бурения необхо-димо выбирать по допустимым напряжениям, возникающим в теле трубы при их деформированном положении в скважине. Напряженное состояние труб можно определять по номограммам, приведенным в разделе 5.
Опыт эксплуатации показал, что обсадные трубы диаметром 146, 168 и 219 мм могут быть использованы для крепления резко искривленных скважин, причем допустима их предварительная перфорация отверстиями диаметром 8—20 мм с интенсивностью до 20 отверстий на 1 м. В качестве примера можно указать, что трубы диаметром 146 и 168 мм спускали в стволы с кривизной радиусом 50—60 м. Обсадные трубы диаметром 273, 324 и 377 мм могут быть спущены в скважины, пробуренные с радиусом кривизны до 140—250 м при интенсивности искривления до 4° на 10 м про¬ходки.
Сопоставление расчетных данных с практическими результатами пока-зали, что при расчетах обсадных груб, применяемых для крепления дополнительных стволов, коэффициент запаса прочности может быть минимальным, равным 1,25. Для труб, применяемых с последующим цементированием, и для труб, в которых предусматривается прохождение различного инструмента (долот, глубинных насосов и т. п.) с малыми зазорами, коэффициент запаса прочности должен быть не менее 1,5. Для обсадных труб, предназначенных для работы в условиях высоких внутренних или внешних давлений, коэффициент запаса прочности при¬нимается не менее 2. Предельные радиусы кривизны нефтепромысловых труб при упругих деформациях можно определить по номограмме, при¬веденной на рис. 11.6.В ходе бурения горизонтальных ответвлений скважин обычно исполь¬зуют как стандартное, так и нестандартное оборудование, инструмент и приспособления. При наборе зенитного угла могут быть применены серийные турбинные отклонители ТО-240 и ТО-195, а также турбинные отклонители типа ОТ2Ш-172. Данный отклонитель представляет собой забойный двигатель, имеющий в нижней части два искривленных пере¬водника, плоскости искривления которых совпадают. Угол перекоса осей переводников различный: у нижнего— 1°30', у верхнего — 2°30'. Откло¬нитель применяют в комплекте с долотами диаметром 215,9 мм. За счет упругих деформаций корпуса отклонителя обеспечивается необходимое отклоняющее усилие и достигается достаточная интенсивность набора зенитного угла до 8° на 10 м проходки.
Опыт бурения многозабойных и горизонтально разветвленных скважин с большим смещением забоев показал, что достоверность ориентирования отклонителя в скважине с помощью инклинометра и магнитного пере¬водника при углах наклона 30° и более существенно снижается, а при углах более 45° надежно сориентировать отклонитель не удается. Это объясняется тем, что при больших углах плоскость вращения стрелки буссоли инклинометра выходит из плоскости действия магнита в пере-воднике, при этом стрелка буссоли может останавливаться в любом положении. Поэтому при бурении горизонтальных скважин необходимо использовать специальный магнитный переводник с несколькими магни-тами, размещенными в вертикальной плоскости, и специальный инклино-метр для ориентирования отклонителя при больших зенитных углах. В таком инклинометре рамка зенитного угла фиксируется в определенном положении и не позволяет буссоли выйти из плоскости действия магнитов.
Ориентируемые компоновки низа бурильной колонны ( узел искривления над забойным двигателем ).
25. Особенности забойных двигателей для бурения наклонных скважин.
Винтовой двигатель – забойный агрегат с гидравлическим, приводимым в действие потоком бур.р-ра, закачиваемым в колонну с поверхности насосами.
Объемный двигатель действует от гидростатического напора в результате наполнения жидкостью рабочих камер и перемещения вытеснителей.
Вытеснитель – рабочий орган, непосредственно совершающий работу под действием на него давления жидкости.
Объемные двигатели характеризуются следующими признаками:
1. наличием рабочих камер, которые периодически сообщают с входом или выходом машины, при этом жидкость наполняет каждую камеру или выталкивает из неё;
2. изменение давления в рабочей камере от начального до конечного постепенно вследствие изменения объема камеры или скачкообразного, вследствие сообщения камеры с выходом;
3. несущественной зависимостью усилий на рабочих органах двигателя от скорости движения жидкости в камерах.
Гидравлические двигатели (турбины) – функционируют при изменении момента количества движения жидкости в рабочих органах машины.
Такие двигатели характеризуются особенностями:
1. Рабочие органы двигателя выполнены в виде лопаточного аппарата, состоящего из ротора и статора, обтекаемого жидкостью;
2. В каналах двигателя циркулирует поток жидкости;
3. Взаимодействие между лопаточным аппаратом и жидкостью носит гидродинамический характер.
Отличительная особенность этих двигателей:
1. малая металлоемкость;
2. простота конструкции;
3. наличие развитых поверхностей трения и щелевых уплотнений.
Элементы рабочих органов:
1. статор – корпус двигателя с полостями, примыкающими по концам к камерам высокого и низкого давления;
2. ротор – вилт (ведущий), через который вращающий момент передается исполнительному механизму;
3. замыкатели – винты (ведомый), которые уплотняют двигатель, препятствует перетеканию жидкости из камеры высокого давления в камеру низкого давления.
Особенности принципа действия:
1. отсутствие быстро изнашивающих распределительных устройств (распределение жидкости по шлюзам рабочих органов осуществляется автоматически за счет соотношения числа зубьев и шагов винтовых поверхностей ротора и статора).
2. кинематика рабочих органов, в движении которых сочетается качение со скольжением при относительно невысоких скоростях, что снижает износ рабочей пары.
3. непрерывное изменение положения контактной линии (геометрического места точек качения ротора и статора) в пространстве, в результате чего механические примеси имеют возможность выноситься потоком из рабочих органов.
Винтовые двигатели и насосы имеют ряд преимуществ, что позволило использовать их как гидравлические забойные двигатели:
отсутствие клапанных и золотниковых распределителей потока жидкости;
отсутствие относительного перемещения трущихся деталей пары
ротор - статор;
непрерывное изменение положения линии контакта рабочих органов при вращении ротора позволяет потоку бурового раствора удалять абразивные частицы из камер и шлюзов.
26. Свойства промывочной жидкостей для бурения наклонных скважин.
Принципы выбора бурового раствора для горизонтальных и вертикальных скважин одинаковы. Однако при выборе промывочной жидкости для горизонтальных скважин некоторые факторы требуют к себе более пристального внимания и более детальной проработки.
• Гидравлическая программа
• Смазочные свойства раствора
• Реологические свойства
• Толщина фильтрационной корки и опасность возникновения прихватов, вызванных дифференциальным давлением
• Регулирование содержания твердой фазы в буровом растворе
• Загрязнение продуктивного пласта
• Устойчивость стенок скважины
• Вынос шлама и размыв стенок скважины
Одним из наиболее надежных методов выбора бурового раствора для горизонтальных скважин является использование такого раствора, который успешно работал при бурении соседних вертикальных или наклонных скважин. Такой раствор служит хорошей основой для выбора. Однако для горизонтальных скважин потребуется его модифицирование.
Труднее всего обеспечить вынос шлама на участке скважины с зенитным углом 45-60~ при большом диаметре ствола. В этих участках часто бывает трудно обеспечить турбулентный режим течения промывочной жидкости, и это может обусловить необходимость применения бурового раствора с повышенными реологическими свойствами.
При планировании горизонтальных скважин важно определить плотность бурового раствора, необходимую для того, чтобы в процессе бурения удерживать искривленные и горизонтальные стволы скважин открытыми и под контролем.
Крутящий момент и осевые силы сопротивления можно уменьшить путем применения бурового раствора с хорошими смазочными свойствами и одновременного регулирования фильтратоотдачи и коркообразования. Хорошая очистка ствола от шлама также обуславливает уменьшение крутящего момента и осевых сил сопротивления. Этому способствует вращение бурильной колонны и периодические промывки при подъеме инструмента.
В горизонтальных скважинах продуктивный пласт дольше подвергается воздействию бурового раствора. Следовательно, необходимо уделять больше внимания сохранению коллекторских свойств пласта, регулированию содержания и состава твердой фазы в буровом растворе, регулированию водоотдачи раствора.
Все вышеперечисленные факторы взаимосвязаны и требуют комплексного подхода. Применение качественногобурового раствора, надлежащая гидравлическая программа, эффективная методика очистки скважины от шлама, тщательное проектирование — вот некоторые основные моменты, обеспечивающие успешное бурение горизонтальных скважин.
27. Экономическая эффективность наклонно-направленного бурения
Под экономикой бурения наклонно направленных скважин подразу-мевается совокупность технических, технологических, природных и орга¬низационных факторов, определяющих эффективность использования трудовых и материальных ресурсов в процессе строительства скважин для разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений.
Экономическая эффективность наклонно направленного бурения и строительства скважин кустами определяется технической целесообраз-ностью и возможностью значительного сокращения средств и времени на разбуривание и ввод в промышленную разработку месторождений нефти и газа вследствие залегания продуктивных горизонтов в районах со слож¬ными геолого-географическими и природными условиями, под террито¬риями населенных пунктов и промышленных сооружений, акваториями океанов, морей, озер, рек и заболоченных местностей; необходимостью увеличения поверхности вскрытия продуктивных горизонтов, особенно в пластах с низкой и неравномерной проницаемостью; требованиями охраны окружающей среды и более рационального использования земельных участков и лесных массивов; необходимостью ликвидации последствий различного рода осложнений и аварий, проводки скважин для борьбы с сильными выбросами и фонтанами, тушения горящих нефтяных и газовых скважин; возможностью восстановления бездействующих скважин и т. д.
Бурение наклонно направленных скважин по сравнению с верти-кальными требует выполнения ряда дополнительных операций, связанных с применением отклоняющих компоновок для искривления ствола в за¬данном направлении и с требуемым отклонением забоев от вертикали.
Бурение с отклоняющей компоновкой и на прямой трубе без UPH-траторов обычно протекает при наличии на долоте отклоняющей силы, что поглощает часть развиваемого забойным двигателем вращающего момента, увеличивает момент сил трения в его опорах и моментоем-кость долота. В результате этого снижаются приемистость забойных двигателей к осевой нагрузке, межремонтный период их работы, про-ходка на долото и механическая скорость проходки. Кроме того, при бурении с отклонителем, особенно при изменении азимута ствола, про-ходку за рейс часто ограничивают, что не позволяет полностью отработать долота.
Применение отклонителей рациональных размеров дает возможность свести до минимума ухудшение показателей работы долот, а использова¬ние центраторов способствует достижению примерно таких же показате¬лей работы долот и межремонтного периода работы турбобуров, что и в вертикальном бурении.
Продолжительность спускоподъемных операций при бурении наклонно направленных скважин по сравнению с вертикальными возрастает, так как необходимо докреплять замковые соединения бурильных труб при применении отклонителя, сила трения бурильного инструмента о стенки ствола увеличивается из-за искривленности скважины и повыше¬ния возможности желобообразования. Соответственно возрастают объемы подготовительно-заключительных и вспомогательных работ.
В наклонно направленном бурении существенно увеличивается объем геофизических работ в результате сокращения интервала замеров и роста числа точек замера инклинометром. Это увеличивает продолжительность промывки и подготовки ствола к подъему бурильного инструмента.
Отмеченные специфические особенности проводки наклонно направ-ленных скважин несколько снижают технико-экономические показатели бурения. Однако влияние их на общие показатели и эффективность строительства наклонно направленных скважин сравнительно невелико.
Обычно наклонно направленные скважины бурят кустами, что по-зволяет: значительно ускорить разбуривание и ввод в промышленную разработку месторождений нефти и газа; резко сократить объем работ на сборку и разборку наземных сооружений, монтаж и демонтаж буро¬вого оборудования, строительство дорог, трубопроводов и линий электро-передачи, а также транспортные расходы; увеличить оборачиваемость буровых установок и снизить простои буровых бригад в ожидании буро-вых; резко уменьшить капитальные вложения на строительство морских оснований, приэстакадных площадок, дамб, оснований под буровые, ледовых и лежнево-стланевых площадок и дорог, использовать остав-шуюся после законченного бурением скважины часть бурового раствора при проходке последующих скважин. Все это способствует достижению значительной экономии средств и времени, ускорению строительства и ввода скважин в эксплуатацию, улучшению их обслуживания.
В тяжелых природно-климатических условиях Западной Сибири бурение скважин кустами позволяет использовать благоприятные зимние условия и создавать на кусте необходимый запас материалов и инстру-ментов, устранять сезонность в бурении и обеспечивать круглогодич¬ную работу буровых бригад В результате этого сокращаются затраты средств и времени на освоение скважины.
В морских условиях система разработки многопластовых место-рождений «снизу вверх» не всегда может быть рациональной из-за того, что сроки разбуривания и разработки базисного или нижележащего горизонтов могут превышать срок службы гидротехнических сооружений. Ввиду этого многопластовые морские месторождения разбуривают само¬стоятельной сеткой скважин на каждые один-два объекта. Бурение сква¬жин кустами в таких случаях позволяет более рационально исполь¬зовать морские нефтепромысловые сооружения.
Строительство наклонно направленных скважин кустами имеет также ряд недостатков: вынужденная консервация в ряде случаев ранее про¬буренных скважин; увеличение отклонения забоев скважин от вертикали и удлинения ствола; рост опасности встречи стволов бурящихся и ранее пробуренных скважин; повышение износа эксплуатационных ко¬лонн, насосно-компрессорных труб и штанг при эксплуатации наклон¬но направленных скважин.
Народнохозяйственная значимость факторов, увеличивающих эффек-тивность наклонно направленного бурения и строительства скважин кустами, весомо преобладает над факторами, снижающими их эффектив-ность, влияние которых с развитием техники и технологии бурения и эксплуатации скважин может быть сведено к минимуму.
Приняв за базовый вариант вертикальное бурение, за новый — наклонно направленное бурение и строительство скважин кустами, рас-смотрим методику определения их экономической эффективности.
28. Крепление наклонных скважин.
В настоящее время в отечественной практике горизонтальный участок ствола скважины или ствол с большим углом отклонения от вертикали, как правило, оставляли незацементированным. В лучшем случае его обсаживают колонной или хвостовиком с щелевидными фильтрами в интервале продуктивного пласта. Однако этот способ заканчивания скважин имеет ряд существенных недостатков.
Прорыв газа или воды на любом участке горизонтального ствола скважины в интервале продуктивного пласта может привести к потере скважины в целом. Возникают труднопреодолимые проблемы при необходимости стимулирования скважины путем кислотной обработки или гидроразрыва продуктивного пласта. Невозможным становится точное регулирование добычи или нагнетания жидкости в интервалах пласта, имеющих различную проницаемость. Хотя цементирование и перфорация более дороги и могут загрязнить пласт и ограничить темп добычи (или нагнетания) в некоторых породах, преимущества его в борьбе с указанными выше проблемами перевешивают эти недостатки.
В первые десять лет практики цементирования горизонтальных и наклонно направленных скважин применялась обычная стандартная технологическая оснастка обсадных колонн. Однако оказалось, что она не обеспечивает нормальной работы в условиях, когда сама оснастка находится в наклонном положении, либо когда ствол скважины в наклонном или горизонтальном положении отличается от вертикального ствола наличием желобных выработок либо зашламленностью нижней его части.
Оказалось, что обратные клапаны с неподпружиненным шаровым затвором перестали надежно закрываться, а в случае, когда шаровой затвор подпружинен, шары размываются при промежуточных промывках и не перекрывают затвор.
Поэтому в зарубежной практике пошли путем усложнения конструкции клапанов.
У нас обратные дроссельные клапаны остались с шаровыми затворами, но дроссели, расположенные ниже шаровых затворов, были усовершенствованы и обеспечивали заполнение спускаемой обсадной колонны жидкостью из скважины на 95 % ее длины, не допуская при этом сифона — перелива жидкости из колонны на устье скважины.
Испытания в промысловых условиях показали, что в сравнении с клапанами типа ЦКОДМ этот клапан надежно работает в наклонном и горизонтальном положениях.
При этом шар не имеет заметного износа при циркуляции через клапан абразивного бурового раствора в течение 30 ч при расходе до 60 л/с.
Идеальным центратором является жесткий спиральный центратор, наружный диаметр которого меньше диаметра ребер стабилизатора, применявшего при бурении скважин.
При цементировании обычных вертикальных или наклонных скважин рекомендовано применение нижних разделительных пробок для предупреждения образования смеси тампонажного раствора с буферной жидкостью при движении их внутри колонны. При этом устраняется также опасность загрязнения наиболее ответственной последней порции тампонажного раствора буровым, прилипшим к внутренней поверхности обсадной колонны в виде пленки, снимаемой со стенки манжетами продавочной пробки. По этой причине предусматривают оставлять в колонне цементный стакан до 20 м между башмаком колонны и кольцом «стоп». При цементировании горизонтальных скважин комплектное применение продавочных и нижних пробок становится обязательным, так как наличие цементного стакана внутри колонны в пределах продуктивного пласта вообще недопустимо по экономическим соображениям.
В НПО «Бурение» разработан и подготовлен к серийному производству комплект разделительных пробок типа КРПФ который включает, кроме верхней разделительной пробки / и нижней II, еше и специальное кольцо «стоп» — III. От зарубежных наш комплект пробок выгодно отличается наличием фиксаторов 7, позволяющих фиксировать пробки между собой, а комплект в целом — на кольце «стоп», тем самым, подстраховывая функцию обратного клапана.
Кроме того, нижняя пробка и манжеты обеих пробок защищены авторскими свидетельствами на изобретение.
Применение трех разработанных комплектов пробок КРПФ 114х127, КРПФ 140х146 и КРПФ 168х178 при цементировании горизонтальных скважин позволит эффективнее использовать горизонтальный участок скважины в интервале продуктивного пласта.
29. Определение координат зенитного и азимутального направления?
Графический метод построения траекторий скважины достаточно прост и нагляден, однако трудоемок и имеет сравнительно малую точность. Более точно координаты любой точки ствола могут быть определены аналитически. Затем происходит сравнение необходимых и фактических координат и определяется возможность решения поставленной перед скважиной задачи.
За начало координат принимается устье скважины. Ось OZ направлена вертикально вниз, ось OX - в направлении на проектную точку в горизонтальной плоскости, ось OY - перпендикулярно к ним и вправо относительно оси OX. Ствол скважины разбивается на участки определенной длины, например, 20 м. Приращения координат на отдельных участках DXi, DYi и DZi определяются из выражений
DX = li . sin Qсрi . cos (aпр - aсрi); (13)
DY = li . sin Qcрi . sin (aпр - aсрi); (14)
DZ = li . cos Qсрi, (15)
где li - длина i - го участка, м; Qсрi и aсрi - средние значения зенитного угла и азимута на i-ом участке, определяемые по формулам (8) и (10), град; aпр - проектный азимут скважины, град.
Координаты X,Y и Z n-ной точки ствола будут равны
n n n
X = S xi, Y = S yi, Z = S zi. (16)
i=1 i=1 i=1
Зная текущие координаты забоя скважины, рассчитанные по формулам (16), и координаты точки вскрытия продуктивного горизонта, можно с достаточной степенью точности определить ожидаемые координаты точки вскрытия пласта, расстояние предполагаемой точки вскрытия пласта от проектной, требуемые зенитный и азимутальный углы для попадания скважины в центр круга допуска и допустимые отклонения этих углов при заданном радиусе круга допуска.
Ожидаемые координаты Xож и Yож при текущих координатах XN , YN и ZN забоя скважины определяются по формулам
Xож = XN + (Hпр - ZN) tg Qож . cos (aпр - aож), (17)
Yож = YN + (Hпр - ZN) tg Qож . sin (aпр - aож), (18)
где Qож и aож - ожидаемые значения зенитного угла и азимута с учетом естественного искривления за интервал от точки N до точки вскрытия продуктивного горизонта, град; Hпр - проектная глубина скважины по вертикали, м; aпр - проектный азимут скважины, град.
Отклонение rож предполагаемой точки вскрытия пласта от проектной составит
rож = [(S - Xож)2 + Yож2]0,5, (19)
где S - проектный отход (смещение) скважины, м.
Если это отклонение rож больше радиуса круга допуска, то необходимо принять соответствующие меры для выведения скважины на проектную траекторию.
Требуемые зенитный Qтр и азимутальный aтр углы для попадания скважины в заданную проектом точку могут быть определены из выражений
Qтр = arctg [YN /(Hпр - ZN) sin g], (20)
aтр = aпр + g, (21)
где
g = arctg [YN /(S - XN)]. (22)
Допустимые отклонения зенитного DQ и азимутального Da углов при заданном радиусе круга допуска R равны
DQ = arcsin [0,7R . cos aтр /(Hпр - ZN)], (23)
Da = DQ /sin Qтр. (24)
30. S,J профили и их назначение
Все проектируемые профиля наклонно-направленных и горизонтальных скважин делятся на три вида: тангенциальный, S-образный , J-образный
При строительстве скважины по тангенциальному профилю (рис. 1) отклонение происходит вблизи поверхности до угла, соответствующего техническим условиям, затем продолжают проходку до проектной глубины, сохраняя неизменным угол на-
клона. Такой тип часто применяют для скважин умеренной глубины в простых
геологических условиях, когда не используют промежуточные колонны. В более глубокой скважине, когда требуется большое смещение, промежуточная
обсадная колонна может быть установлена внутри интервала искривления или
за ним, а не обсаженный ствол бурят под неизменным углом наклона до проектной глубины. Тангенциальный профиль обеспечивает максимальное отклонение ствола
скважины от вертикали при минимальном зенитном угле, поэтому его предпо-
читают применять в случае кустового бурения.
S-образный тип профиля скважин (рис. 2) предусматривает после бурения вертикального участка ствола отклонение забоя до некоторого зенитного угла, по достижении которого скважину бурят при постоянном угле наклона, а затем отклонение уменьшают до полного восстановления вертикального положения ствола скважины.
Промежуточная колонна может быть установлена в интервале второго отклонения, после чего скважину добуривают вертикальным стволом; S-образный профиль используют там, где наличие газовых зон, соленой воды и другие геологические факторы требуют использования промежуточных обсадных колонн. Этот тип профиля иногда используют для бурения направленной скважины в целях глушения другой, фонтанирующей, скважины. Он также рационален, когда необходимо развести забои скважин при бурении их с одной платформы.
J-образный тип профиля скважин (рис. 3) предполагает отклонение забоя от вертикали на значительно больших глубинах, чем предыдущие виды профилей. Угол наклона ствола постоянно растет, пока не достигнута проектная глубина или продуктивный пласт. Как правило, этот тип скважин используют для бурения на пласты, расположенные под солевыми куполами, для кустового бурения, а также вскрытия глубоко залегающих объектов. К J-образным можно отнести также горизонтальные скважины.