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
1. Назначение и область применения наклонно направленных скважин.
В процессе бурения скважины, подверженные естественному искривлению, могут не выйти на нефтегазоносные слои и, следовательно, не выполнить своих проектных заданий. Но накопленный фактически материал по естественному искривлению позволил установить ряд общих закономерностей, учитывая которые буровики научились проходить скважины в строго направленном направлении. Такие скважины получили название наклонно направленных. Искусственное отклонение – это направление ствола скважины в процессе бурения по определённому плану с доведением забоя до заданной точки.
К наклонным скважинам при турбинном и роторном бурении на нефть и газ относятся в основном скважины, забуриваемые с поверхности вертикально с последующим отклонением в требуемом направлении.
В России наклонное бурение применяют при бурении скважин на нефть и газ в Западной Сибири, на севере европейской части, на Северном Кавказе, в Татарстане, Башкортостане, Самарской области и других районах.
Кустовое бурение – сооружение скважин, в основном наклонно направленных, устья которых группируются на близком расстоянии друг от друга с общей ограниченной площадки, а забои вскрывают продуктивный горизонт в заданных точках в соответствии с сеткой разработки.
2 Основные понятия об искривлении скважин
Ось любой скважины, будь она вертикально или наклонно заданной, в процессе бурения отклоняется от своего проектного направления, т. е. скважина искривляется. Искривлением буровой скважины в данной точке называется отклонение ее от вертикали и направление этого отклонения относительно стран света. Непреднамеренное искривление называется естественным, а искривление скважин с помощью различных технологических и технических приемов - искусственным.
Искривление скважин в данной точке О характеризуется двумя углами: а) углом искривления (зенитный угол-это угол между осью скважины или касательной к ней и вертикалью), азимут скважины(угол между направлением на север и горизонтальной проекцией касательной к оси скважины, измеренный по часовой стрелке), а также Длина скважины - это расстояние между устьем и забоем по оси.
3. Профили ННС
Скважины, для которых проектом предусматривается определенное отклонение забоя от вертикали, а ствол проводится по заранее заданной траектории, называются наклонно-направленными.
Разработанные в настоящее время виды профилей для наклонно-направленных скважин делятся на две группы: профили обычного типа (представляющие собой кривую линию, лежащую в вертикальной плоскости) и профили пространственного типа (в виде пространственных кривых).Типы профилей наклонно-направленных скважин обычного типа приведены на рис.типы профилей наклонно-направленных скважин:
1 - наклонный участок; 2 - участок набора угла наклона ствола; 3 - прямолинейный наклонный участок; 4 - участок снижения угла наклона ствола
Профиль типа А состоит из трех участков: вертикального 1, участка набора угла наклона ствола 2 и прямолинейного наклонного участка 3. Его рекомендуется применять при бурении неглубоких скважин в однопластовых месторождениях, если предполагается большое смещение забоя.
Профиль типа Б отличается от предыдущего тем, что вместо прямолинейного наклонного участка имеет участок 4 естественного снижения угла наклона. Данный профиль рекомендуется применять при больших глубинах скважин.Профиль типа В состоит из пяти участков: вертикального 1, участка набора угла наклона ствола 2, прямолинейного наклонного участка 3, участка снижения угла наклона 4 и снова - вертикального 1. Его рекомендуется применять при проводке глубоких скважин, пересекающих несколько продуктивных пластов. Профиль типа Г отличается от предыдущего тем, что в нем участки 3 и 4 заменены участком самопроизвольного снижения угла наклона 4. Данный профиль рекомендуется применять при бурении глубоких скважин, в которых возможны отклонения в нижней части ствола скважины. Профиль типа Д состоит из вертикального участка 1 и участка набора угла наклона ствола 2. Для него характерна большая длина второго участка. Профиль рекомендуется при необходимости выдержать заданный угол входа в пласт и вскрыть его на наибольшую мощность.Как видно из рис., все типы профилей в начале имеют вертикальный участок. Его глубина должна быть не менее 40...50 м. Окончание вертикального участка приурочивают к устойчивым породам, где можно за один рейс набрать зенитный угол 5...6 градусов. Для отклонения скважины от вертикали применяют специальные отклоняющие приспособления: кривую бурильную трубу, кривой переводник, эксцентричный ниппель и отклонители различных типов.
4. Выбор и проектирование профиля наклонно направленной скважины.
Профиль добывающей наклонно направленной скважины состоит из направляющей части, включающей все участки профиля от устья скважины до точки с заданными координатами, которая расположена в кровле или непосредственно в нефтесодержащем пласте, и завершающего участка, в пересекающего этот пласт в поперечном направлении. Так как для наклонно направленных скважин форма завершающего участка не регламентируется, то проектируется и рассчитывается только геометрия направляющей части профиля.
Основные моменты, которые должен обеспечить профиль наклонно направленной скважины:
- высокое качество скважины как объект последующей эксплуатации;
- бурение и крепление скважины с применением существующей технологии и технических средств;
- минимальные затраты при строительстве скважины;
- безаварийное бурение и крепление;
- минимальные нагрузки на буровое оборудование при спускоподъемных операциях.
Другими словами, выбор того или иного типа профиля скважины обуславливает в значительной степени выбор способа бурения, типа долота, гидравлической программы бурения, параметров режима бурения.
На выбор типа профиля оказывает влияние оснащенность буровых предприятий специальными устройствами для наклонно направленного бурения и технологической оснасткой нижней части бурильной колонны, а также средствами контроля за параметрами ствола скважины и проводкой интервалов ориентированного бурения.
Профиль ствола наклонно направленной скважины выбирается и проектируется с учетом назначения скважины; геологических и технологических особенностей её проводки, установленных ограничений на угол наклона ствола скважины в интервале установки и работы внутрискважинного эксплуатационного оборудования и на проектной глубине.
Необходимость наличия вертикального участка скважины обусловлена конструкцией бурового подъемного оборудования, а также всего комплекса технологического оборудования для эксплуатации и ремонта скважины. Поэтому профиль всех наклонно направленных добывающих скважин на нефть и газ включает в вертикальный участок.
Длинна вертикального участка определяется прежде всего глубиной спуска обсадных колонн большего диаметра (более 245 мм), направления или кондуктора. В целях беспрепятственного спуска обсадных колонн большего диаметра забуривание наклонного участка планируют, как правило, в нижних интервалах. Кроме того, участок начального искривления располагают в интервалах залегания устойчивых горных пород, при бурении в которых за один рейс можно набрать проектное значение зенитного угла.
При проектировании скважин, у которых наклонный ствол расположен в интервале горных пород, склонных к образованию желобных выработок, следует минимизировать зенитный угол в интервале залегания таких горных пород.
В большинстве нефтегазодобывающих регионов страны при проектировании наклонно направленных скважин величина зенитного угла на проектной глубине жестко не регламентируется и продуктивные пласты вскрываются обычно под углом до 20?. Если необходимо вертикальное вскрытие продуктивного пласта, то применяют S-образный тип профиля с конечным участком уменьшения зенитного угла до 0?.
Профиль наклонно направленной скважины выбирается так, чтобы при минимальных затратах средств и времени на ее проходку было обеспечено попадание скважины в заданную точку продуктивного пласта при допустимом отклонении. Профили скважин классифицируют по количеству интервалов ствола. За интервал принимается участок скважины с неизменной интенсивностью искривления. По указанному признаку профили наклонно направленных скважин подразделяются на двух, трех, четырех, пяти и более интервальные. Кроме того, профили подразделяются на плоские - расположенные в одной вертикальной плоскости, и пространственные, представляющие собой пространственную кривую линию.Проектирование профилей наклонно направленных скважин заключается, во-первых, в выборе типа профиля, во-вторых, в определении интенсивности искривления на отдельных участках ствола, и, в-третьих, в расчете профиля, включающем расчет длин, глубин по вертикали и отходов по горизонтали для каждого интервала ствола и скважины в целом.
5 Профиль ГС
Профиль горизонтальной скважины состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей части и горизонтального участка. Под направляющей частью профиля следует понимать часть ствола скважины от ее устья до точки с заданными координатами на кровле или непосредственно в самом продуктивном пласте, являющемся началом горизонтального участка. В отличие от наклонных скважин при проводке направляющей части горизонтальной скважины необходимо на проектной глубине вывести ствол скважины не только в точку с заданными координатами, но и, что очень важно для дальнейшей проводки горизонтального участка, под заданным углом. По величине радиуса кривизны ствола различают три типа профиля горизонтальной скважины: с большим радиусом искривления, средним и малым радиусами. Горизонтальные скважины с большим более 190 м радиусом кривизны могут быть реализованы при кустовом способе бурения на суше и на море, а также при бурении отдельных скважин с большим отклонением от вертикали при длине горизонтального участка 600-1500м.
Горизонтальные скважины со средним радиусов кривизны применяются при бурении как одиночных скважин так и для восстановления продуктивности эксплуатационных скважин. Радиус от 60 до 190м при длине горизонтального участка 450-900м. Эти скважины наиболее экономичны, так как имеют меньшую длину ствола, а также обеспечиваю наиболее точное попадание.
Горизонтальные скважины с малым радиусом кривизны успешно используются при разубривании месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации, а также для бурения ствола скважины из вырезанного участка эксплуатационной колонны. Профиль скважины с коротким радиусом радиусом искривления позволяет разместить насосное оборудование в вертикальном участке и обеспечить наибольшую точность попадания ее ствола в заданную точку поверхности продуктивного горизонта. При этом радиус кривизны ствола скважины составляет 10-30м. С уменьшение радиуса кривизны ухудшаются условия работы труб в скважине, снижается вероятность прохождения в скважину забойных двигателей, геофизической аппаратуры и обсадных труб.
6. Выбор, проектирование профиля ГС.
Факторы, опр-щие выбор профиля скважины:
-выбор длины вертикальной проекции участков между целесообразной точкой искривления скважины и заданной точкой входа в продуктивный объект;
-гориз.отклонение до заданной точки входа в продуктивный пласт;
-схема заканчивания скважины;
-прог-ма изучения горных пород; -диаметр ствола скважины в прод-м пласте.
Проектный профиль скважины: а) точка отклонения от вертикали(как можно глубже); б) участок набора зенитного угла; в) участок стабилизации зенитного угла; г) контроль направления; д) заканчивание скважины (установка глубинного насоса в прямом участке); е) прокладка горизонтального участка(большой протяженности).
7. Расчет профиля ГС
Общий порядок расчета профиля скважины сводится к следующему:
1. По ранее пробуренным на месторождении скважинам определяются закономерности искривления и влияние на него различных факторов. Эти данные позволяют определить интенсивность естественного искривления на отдельных интервалах. 2. По схеме кустования или структурной карте и геологическим разрезам определяются проектный азимут скважины, глубина скважины по вертикали и проектное смещение (отход). 3. Определяется конечная глубина верхнего вертикального участка. 4. Выбирается КНБК, обеспечивающая необходимую интенсивность искусственного искривления, которая не должна превышать ранее рассчитанную максимальную интенсивность искривления. Интенсивность искривления на участках естественного уменьшения зенитного угла устанавливается исходя из практического опыта. 5. По величине интенсивности искусственного искривления определяются радиусы кривизны R соответствующих интервалов по формуле R = 57,3/i(инт.искрив). Полученные величины радиусов сравниваются с минимально допустимыми и при необходимости корректируются. 6. Производится расчет профиля, т. е. определяется необходимый зенитный угол скважины в конце интервала набора кривизны, проекции всех интервалов на горизонтальную и вертикальную плоскость, их длины, глубина скважины по вертикали, отход (смещение) и глубина скважины по стволу. Рассчитанные глубина по вертикали и смещение сравниваются с заданными, что является проверкой правильности всех расчетов.
8.Профили многозабойных скважин.
Принципиальной схемой при многозабойном вскрытии пластов является разветвленная скважина. Извлечение нефти производится из одного наиболее близкого к вертикали ствола, а ответвления служат дополнительными дренажными каналами, по которым нефть поступает в основной ствол из отдаленных участков нефтеносного пласта, а также из вскрытых стволами высокопродуктивных трещин или линз, остающихся между обычными однозабойньтми скважинами и не затронутых разработкой [17]. Другими словами, под многозабойными скважинами (МЭС) понимаются скважины, имеющие в нижней части основного ствола разветвления в виде двух и более протяженных горизонтальных, пологонаклонных или волнообразных стволов, у каждого из которых интервал вскрытия продуктивного пласта, как правило, в два раза и более превышает толщину пласта.
Форма скважины может быть самой различной — стволы могут ответвляться на различной высоте от подошвы продуктивного пласта или на различных расстояниях друг от друга и иметь различные радиусы искривления, оканчиваться вертикально, наклонно или горизонтально вдоль пласта.
Большое разнообразие геолого-технических условий, различное состояние разработки месторождений, условия и способы эксплуатации требуют применения различных видов профиля, числа и протяженности стволов многозабойной скважины. Выбор формы разветвления скважин зависит от толщины продуктивного пласта и его литологической характеристики, наличия или отсутствия над ним пластов, требующих изоляции. Радиусы искривления стволов и глубины мест забуривания зависят от пластового давления, режима движения жидкости в пласте и применяемых мер по поддержанию гластового давления. Профили стволов, их длина и число ответвлений зависят от степени неоднородности щодуктивного пласта, толщины пласта, литологии, распрееления твердости пород, степени устойчивости разреза. Рекомендации на составление проекта МЭС для каждого конкретного месторождения должны выдаваться в результате совокупного рассмотрения указанных геолого-технических условий. В настоящее время разработано много различных форм разветвления и профилей стволов МЭС, отличающихся друг от друга числом ответвлений, их формой и протяженностью. Основными предпосылками для выбора той или иной формы скважины и профиля ее стволов, как и для горизонтальной скважины, являются геологическая характеристика данного разреза, условия эксплуатации и разработки, с одной стороны, и технические возможности современного уровня техники и технологии бурения, крепления, освоения и ремонта многозабойных скважин, с другой. Основные типы профилей МЭС и возможности их рационального применения для различных геологических и эксплуатационных условий.
9. Методика построения плана и профиля обычного типа ННС.
В процессе бурения направленной скважины необходимо знать положение каждой ее точки в пространстве. Для этого определяются координаты ее устья и параметры трассы, к которым относятся зенитный угол , азимут скважины (рис. 1) и ее длина L.Зенитный угол - это угол между осью скважины или касательной к ней и вертикалью. Азимут - это угол между направлением на север и горизонтальной проекцией касательной к оси скважины, измеренный по часовой стрелке. Длина скважины - это расстояние между устьем и забоем по оси.Проекция оси скважины на вертикальную плоскость называется профилем, а на горизонтальную – планом. фактический план и профиль наклонно направленной или горизонтальной скважины строят по данным инклинометрических измерений зенитного угла и азимута скважины путем предварительного вычисления вертикальной и горизонтальной проекций участка между точками измерения.
Если фактический азимут ствола совпадает с проектным азимутом скважины или отличается от него на незначительную величину (3—8°), то горизонтальные и вертикальные проекции рассматриваемых интервалов ствола определяют соответственно по формулам:Методика построения фактического профиля сводится к тому, что по вертикальной линии, проходящей через точку, принятую за устье скважины, откладывают нарастающую сумму вертикальных проекций отдельных участков скважины, а по горизонтальной от этой вертикали линии — нарастающую сумму горизонтальных проекций ствола. Соединив точки, характеризующие нарастающую сумму горизонтальных проекций при соответствующих глубинах скважины по вертикали, ломаной линией, получим фактический профиль скважины. Последний желательно совмещать с проектным профилем.
Фактическую горизонтальную проекцию (план) строят на бумаге, где ранее была построена проектная горизонтальная проекция. От точки, принятой за устье скважины, проводят линию в азимуте первого искривленного участка ствола. На этой линии в выбранном масштабе откладывают величину горизонтальной проекции первого участка. От конечной точки этого участка вновь проводят линию с азимутом второго участка и на ней в том же масштабе откладывают величину горизонтальной проекции второго участка и т.д.
10 Причины и механизм естественного искривления ствола.
Отклонение скважин от проектного положения может происходить вследствие неправильного заложения оси скважины при забуривании или искривления в процессе бурения.(в этом случае действуют объективные причины, связанные с неравномерным разрушением породы на забое скважины). Каждая из этих причин проявляется в виде сил и опрокидывающих моментов, действующих на породоразрушающий инструмент. Все эти силы и моменты могут быть приведены к одной равнодействующей и главному моменту. При этом возможны четыре случая.
1. Все силы приводятся к равнодействующей, совпадающей с осью скважины, момент отсутствует В этом случае обеспечивается бурение прямолинейной скважины. Таким образом, если искривление нежелательно, то необходимо создать вышеприведенные условия, что, однако, трудно достижимо.
2. Все силы приводятся к равнодействующей, направленной под углом к оси скважины, момент отсутствует (рис. 3, б). Под действием боковой составляющей равнодействующей силы происходит фрезерование стенки скважины, а следовательно, искривление. Интенсивность искривления зависит от физико-механических свойств пород, боковой фрезерующей способности долота, механической скорости бурения и других факторов. Следует отметить, что при искривлении только за счет фрезерования стенки скважины имеют место резкие перегибы ствола, что приводит к посадкам инструмента при спуске и требует дополнительной проработки скважины.
3. Все силы приводятся к равнодействующей, совпадающей с осью породоразрушающего инструмента и к опрокидывающему моменту относительно его центра (рис. 3, в). Вследствие этого между осью скважины и осью инструмента образуется некоторый угол d, в результате чего и происходит искривление. Интенсивность искривления в этом случае практически не зависит от физико- механических свойств горных пород и фрезерующей способности долота, ось скважины представляет собой плавную линию близкую к дуге окружности, что облегчает все последующие работы.
4. Все силы приводятся к равнодействующей, не совпадающей с осью скважины, и к опрокидывающему моменту . В этом случае искривление скважины происходит за счет совместного действия фрезерования стенки скважины и наклонного положения инструмента относительно оси скважины. Возникновение вышеуказанных сил и моментов, действующих на породоразрушающий инструмент, происходит из-за множества причин, не все из которых известны. Все они условно могут быть подразделены на три группы - геологические, технологические и технические.
11. Предупреждение искривления скважины.
Мероприятия, направленные на предупреждение и борьбу с естественным искривлением скважин, основаны на нейтрализации действия управляемых технических и технологических причин искривления и на компенсации действия неуправляемых геологических условий искривления. При этом одни мероприятия направлены на предупреждение естественного искривления ствола, другие — на исправление уже искривленного ствола. Технические и технологические причины приводят к естественному искривлению ствола вследствие того, что они вызывают изгиб нижней части бурильной колонны, перекос оси долота относительно скважины и возникновение отклоняющей силы на долоте, обусловливающей фрезерование стенки ствола. Для исключения этих явлений или снижения возможностей их возникновения и предупреждения естественного искривления ствола центрируют нижнюю часть бурильной колонны; увеличивают жесткость и массу нижней части бурильной колонны; создают в нижней части бурильной колонны растягивающие усилия; регулируют осевую -нагрузку на долото; используют способы разрушения пород, при которых осевая нагрузка не обусловливает их разрушения (эрозионное, огневое, взрывное бурение). Цель центрирования нижней части бурильной колонны — препятствовать отклонению оси долота относительно оси скважины. Чем меньше радиальный зазор между стенками скважины и центрирующими устройствами, тем меньше это отклонение. Установка центраторов на бурильной колонне увеличивает ее устойчивость, снижает желобообразование, трение и износ труб, позволяет повысить осевую нагрузку на долото.
13. Буровые долота и забойные двигатели при бурении ННС и ГС.
При бурении скважин на нефть, газ и другие полезные ископаемые в качестве породоразрушающего инструмента применяют шарошечные, лопастные, ИСМ, аламазные и фрезерные долота. Шарошечные долота, несмотря на сложность их конструкции и технологии изготовления – основной породоразрушающий инструмент при бурении скважин. На их долю ежегодно приходится 90-95% объема проходки скважин в России и за рубежом. Они состоят из корпуса, шарошек, лапы с цапфами, опоры и промывочные устройства. Долота ИСМ отличаются от фрезерных и алмазных долот тем, что их рабочие элементы оснащены сверхтвердым материалом славутич. Алмазные долота изготавливают с режущими элементами из природных или синтетических алмазов различной величины. По форме и направлению пазов, промывочных канавок, рабочих органов и всей рабочей части выделяют три разновидности алмазного долота: радиальную, ступенчатую и спиральную. Лопастные долота – разрушают породы по прниципу резания и истирания, в мягких, рыхлых и несцементированных породах они оказываются наиболее эффективными. Долота для колонкового бурения предназначены для отбора оразцов проходимых пород с целью изучения геологического строения разреза скважины, механических, абразивных, коллекторских свойств, состава и строения горных пород, а также состава и свойств насыщающего породу флюида. При бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин в качестве забойных двигателей применяют турбобуры, винтовые забойные двигатели и электробуры.
14. Отклоняющие устройства и их элементы для бурения ННС и ГС.
Назначение отклоняющих устройств – создание на долоте отклоняющего усилия или наклона оси долота к оси скважины с целью искусственного искривления ствола скважины в заданном или произвольном направлении. Их включают в состав компоновок низа бурильных колонн. При это они отличаются своими особенностями и конструктивные исполнением. 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(в электробурении), отклонители с накладкой, забойные двигатели с эксцентричным ниппелем и другим элементом на ниппеле. В роторном бурении – отклоняющие клинья, шарнирные отклонители. При безориентированном бурении забойными двигателями и роторным способом для управляемого изменения зенитного угла при постоянстве азимута скважины в качестве отклоняющего устройства используются прямолинейные компоновки нижней части бурильной колонны с центраторами и калибраторами с параметрами, обеспечивающими заданное изменение зенитного угла ствола скважины на интервале бурения с КНБК. Кривой переводник в сочетании с односекционным турбобуром позволяет осуществить набор зенитного угла до 40-45 град, в сочетании с укороченным турбобуром до 50-55, а в сочетании с коротким турбобуром до 90 и выше. При этом интенсивность искривления ствола достигается соответственно 1-2, 4-5, 5-6 градусов на 10м. Кривой отклонитель Р1 с двумя перекосами присоединительных резьб, представляет собой отрезок УБТ, оси присоединительных резьб которой имеют перекос в одной плоскости и в одном направлении относительно ее оси. Этот отклонитель используется в составе упругих компоновок и имеет длияну в пределах 4-8м. Отклонитель с накладкой представляет собой сочетание кривого переводника и турбобура с накладкой. Его применяют для достижения значительных зенитных углов при помощи односекционных турбобуров. Накладку крепят к турбобуру примерно в середине системы долото-турбобур или несколько ниже, над турбобуром устанавливают кривой переводник и обычные бурильные трубы. Турбинные отклонители конструктивно выполняются посредством соединения нижнего узла с верхним узлом через кривой переводник, а валов через специальный шарнир. Преимущество этих отклонителей- малое расстояния от долота до точки перекоса, что снижает деформацию этого участка и повышает отклоняющую способность отклонителей. Эксцентричный ниппель представляет собой металлическую опору, приваренную к ниппелю турбобура с эксцентричным ниппелем и долотом по стволу скважины нижний и верхний концы опоры скошены. Турбобур с эксцентричным ниппелем рекомедуется применять для набора зенитного угла в устойчивых породах, где отсутствует опасность заклинивания или прихвата бурильной колонны. Упругий отклонитель представляет собой специальную с резиновой рессорой накладку являющуюся сменной деталью, легко заменяесой при износе. Металлическую накладку приваривают к ниппелю турбобура. Изменяя толщину резиновой рессоры, регулируют интенсивность искривления ствола. Упругий отклонитель можно применять во всех случаях бурения наклонно направленных скважин, в том числе в породах, где возможны заклинивание и прихват бурильного инструмента и эксцентричный ниппель не может быть использован.
15. Калибрирующие и опорно центрирующие устройства для бурения ННС и ГС.
К калибрирующим и опорно-центрирующим устройствам относятся калибраторы, центраторы и стабилизаторы входящие в компоновку нижней части бурильной колонны. Они применяются при проводке вертикальных и наклонно направленных скважин с целью повышения качества ствола и управления параметрами его искривления, снижения возможностей возникновения осложнений и улучшения технико-экономических показателей бурения скважин. Калибратор – калтбрирующее и опроно-центрирующее устройство, предназначенное для расширения и калибрования ствола скважины по диаметру долота, центрирования и снижения радиальной вибрации долота и вала забойного двигателя, улучшения условий их работы, а также управления параметрами искривления ствола скважины. Его устанавливают непосредственно над долотом, а при роторном бурении можно устанавливать и между секциями УБТ. Необходимость применения калибраторов вызывается тем, что при бурении в твердых породах, согласно экспериментальным исследования формируется ствол, поперечное сечение которого отличается от окружности, имеет форму многоугольника с числом вершин на единицу больше числа шарошек или лопастей долота.
Центратор – опорно-центрирующее устройство, предназначенное для центрирования нижней части бурильной колонны и забойного двигателя с целью стабилизации параметров искривления ствола и управляемого изменения зенитного угла скважины. Они улучшают условия работы долот и забойных двигателей за счет предотвращения возникновения или уменьшения отклоняющей силы на долоте. Центраторы устанавливают на корпусе забойного двигателя или в колонне бурильных труб. В первом случае они называются центраторами забойного двигателя, а втором колонными центраторами.
Стабилизатор – опорно-центрирующее устройство, предназначенное для стабилизации параметров искривления ствола и центрирования бурильной колонны. Его устанавливают над калибратором или в колонне бурильных труб.
Децентратор – опорный элемент нижней части бурильной колонны предназначен для фиксации упругой оси колонны в данной точке над осью ствола скважины. Используется преимущественно в отклоняющих устройствах при бурении горизонтальных скважин.
Все указанные калибрующие и опорно-центрирующие устройства, помимо своих основных функций, также уменьшают поверхность контакта низа бурильной колонны со стенками скважины и предотвращают или снижают возможность возникновения заклинивания и прихвата бурильной колонны.
16. Бурильные трубы для бурения ННС и ГС
Бурильные трубы вместе с ведущей трубой и УБТ составляют бурильную колонну, которая связывает долото и наземное оборудование. Она предназначена для передачи вращения долоту на забое при роторном бурении под давлением бурового раствора к гидравлическим забойным двигателям и к забою скважины, выполнения ряда технологических операций по отработке и смене долот и забойных двигателей, управлению искривлением ствола. При бурении скважин применяют стальные бурильные трубы с концами, высаженными внутрь и наружу, с приваренными соединительными концами, с блокирующими поясками, со стабилизирующими поясками, а также легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ). Стальные бурильные трубы изготавливают из углеродистых и легированных сталей. Для соединения бурильных труб применяют бурильные замки. Бурильные трубы со стабилизирующими поясками отличаются от стандартных бурильных труб наличием гладких участков трубы. Такие трубы выпускают с высаженными внутрь и наружу концами. Легкосплавные бурильные трубы изготавливают с высаженными внутрь концами методом прямого прессования из сплава, основу которого составляют алюминий, медь и магний с небольшим включение ряда других химических элементов. Этому сплаву после термообработки присваивается шифр Д16T. Для сборки ЛБТ со стальными облегченными бурильными замками на концах труб нарезаются стандартные резьбы.
17. Маркшейдерские работы при бурении ННС и ГС
Задание направления стволу скважины
Это задание заключается в установке отклоняющей КНБК в положение, обеспечивающее искривление скважины в требуемом направлении. Заданию направления стволу скважину предшествуют следующие подготовительные работы: проверка отклоняющей КНБК, предназначенной для искривления ствола скважины, замер геометрических параметров скважины. Для замера геометрических параметров скважины необходимо проводить инклинометрические измерения ранее пробуренного участка ствола.
Определение положения отклонителя в стволе скважине
Для ориентирования бурильного инструмента с отклонителем в стволе скважины необходимо выполнение следующих операций: определение положения плоскости действия отклонителя относительно стран света или апсидальной плоскости; определение угла поворота отклонителя установка отклонителя в заданном направлении; проверка точности установления отклонителя.
Угол закручивания бурильной колонны от действия реактивного момента
При бурении скважин забойными двигателя под действием развиваемого ими реактивного момента бурильная колонна закручивается в направлении, обратном вращению часовой стрелки. Вследствие этого направление действия отклонителя также изменяется на некоторый угол. Поэтому от правильного учета угла закручивания бурильной колонны во многом зависит точность установки отклонителя. Угол закручивания бурильной колонны завист от характеристики забойного двигателя и собоственно колонны, физико-механических свойств разбуриваемых пород, осевой нагрузки на долото, зенитного угла скважины. Если бурильная колонна состоит из труб различныъ диаметров, толщины стенок и материала, то общий угол закручивания ее от действия реактивного момента забойного двигателя определяется суммой углов закручивания отдельных участков.
Контроль за положением ствола скважины в пространстве.
При проводке наклонно направленных скважин необходим постоянный контроль за положением их траектории в пространстве. Для этого следует систематически, по мере углубления ствола, измерять зенитный угол и азимут скважины и наносить фактические координаты точек скважины на проектный профиль и план.
18. Технология бурения ННС и ГС.
Многолетний опыт разработки нефтяных месторождений позволил выработать типовую технологию проводки наклонных скважин наклонных скважин современными буровыми установками. Практика показывает, что для бурения верхнего участка скважины целесообразно иметь на буровом станке средства создания осевой нагрузки на долото. Однако ввиду сложности имеющихся систем нагружения долота, обычное бурение обычно осуществляют под действием веса бурильной колонны. Кроме того, отсутствие систем подачи бурильного инструмента не позволяет верхний участок скважины бурить с определенным, наперед заданным зенитным углом. Длина вертикального участка скважины зависит от многих факторов, основной из них – глубина скважины. Обычно с увеличение глубины бурения длина вертикального участка также возрастает. На практике часто длину верхнего вертикального участка наклонной скважины выбирают соответственно глубине спуска кондуктора. Скважина при этом искривляется из-под кондуктора. С целью снижения вероятности зенитного искривления скважины обычно применяют специальные забойные компановки. Использование УБТ при бурении вертикального участка необходимо для достижения заданной осевой нагрузки на долото. Поэтому при выборе размеров и количества утяжеленных труб исходят из требования о необходимости снизить диаметральный зазор и увеличить жесткость забойной компоновки. Снижение зазора между колонной и стенками скважинами при бурении в твердых породах позволяет обеспечить увеличение осевой нагрузки при сохранении интенсивности искривления скважины в допустимых пределах. В процессе бурения вертикального участка скважины с забойными двигателями рекомендуется систематически проворачивать бурильную колонну. Способ предупреждения искривления вертикального участка наклонно направленных и горизонтальных скважин, элементы компоновки нижней части бурильной колонны подбираются в соответствии с анализом конкретных технико-технологических и геологических условий проводки скважины.
19. Жесткостные и линейные параметры КНБК
КНБК для бурения вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин конструируются на основе УБТ различной длины и диаметра, забойных двигателей в секционном исполнении, имеющих определенные жесткостные характеристики и линейные размеры отдельных секций. По этой причине разработка требований к жесткостным и линейным размерам отдельных секций КНБК является важным этапом ее проектирования, в значительной степени определяющим функциональные возможности КНБК в целом.
При потере устойчивости участка бурильной колонны, расположенной над КНБК, ее нижний конец нельзя рассматривать как шарнирно закрепленный или как защемленный, так как при этом возникает реактивный изгибающий момент, препятствующий повороту нижнего конца бурильной колонны, величина которого зависит от упругих свойств КНБК.
Такое закрепление нижнего конца расположенной над КНБК части низа бурильной колонны является упругим закреплением. Если ? – угол поворота нижнего конца участка бурильной колонны, расположенной над КНБК, то изгибающий момент М
20. Компоновки для предупреждения искривления вертикального участка скважины.
Вертикальный участок – начальный интервал наклонно направленной и горизонтальной скважин. Для обеспечения успеха проводки скважины необходимо добиться минимального искривления ствола в этом интервале. Выбор типа компоновки для предупреждения искривления скважины зависит от ряда факторов(геологических, технологических и технических), которые должны быть учтены для достижения оптимальных режимов бурения с максимальными технико-экономическими показателями и с интенсивностью, не превышающей допустимых величин для конкретных геолого-технических условий бурения. Интенсивность искривления глубоких скважин регламентируют применительно к необходимости вскрытия продуктивного горизонта в соответствии с сеткой разбуривания месторождения. В зависимости от конкретных технико-технологических и геологических условий бурения используются основные способы предупреждения искривления ствола скважины и соотвествующие им технические средства.
1.Способ заключающийся в использовании веса направляющего участка КНБК. Он преимущественно используется при бурении скважин в неустойчивых, мягких горных породах. В сложных геологических условиях для достижения максимальной вертикальности применяются агрегаты реактивно-турбинного бурения. Эти компоновки, сочетающие в себе принциаы нижнего размещения центра тяжести, реактивного движения и роторного вращения системы, эффективны для проводки вертикальных интервалов глубоких и сверхглубоких скважин. Осевая нагрузка на долото при РТБ создается с помощью грузов, навешиваемых на корпусную часть турбобуров. Применение упрощенных компоновок без центарторов может дать хорошие результаты при бурении в благоприятных геологических условиях. В осложненных условиях более рациональны компоновки, включающие один или два центратора. Для предотвращения искривления ствола следует рекомендовать применение жестких КНБК с несколькими центраторами, ребристую трубу.
2. Способ предупреждения искривления вертикальной скважины, заключающийся в минимизации или устранении поперечной составляющей силы, возникающей на долоте при деформации компоновки, и совмещении оси долота с осью скважины путем установки опорно-центрирующих элементов. Наиболее эффективным техническим средством, реализующим данный способ предупреждения искривления вертикального ствола скважины, являются жесткие КНБК, которые используются при бурении долотами диаметром менее 393,7 мм в устойчивых породах. Для улучшения условий работы долота и получения качественного ствола скважины в жестких КНБК обязательно применение калибратора, который должен соединяться с долотом без переводника.
21. Компоновки для безориентированного регулирвоания зенитного угла наклонного интервала скважины.
Увеличение зенитного угла при проводке наклонно направленных скважин – необходимая и ответственная задача. Набор зенитного угла неориентируемой с поверхности компоновкой допускается при стабильном положением азимута скважины. В противном случае набирать зенитный угол необходимо компоновками, включающими отклоняющие элементы, ориентируемые с поверхности. В нашей стране и за рубежом разработано большое число компоновок для безориентированного набора зенитного угла скважины. При турбинном бурении скважины с набором зенитного угла наиболее характерны компоновки, включающие долото, калибратор и турбобур. Отклоняющее усилие возникает в результате большого зазора между корпусом турбобура и стенками скважины. Калибратор или центратор при этом служит в качестве упора, реализующего эффект отвеса расположенной выше бурильной колонны. Использование калибраторов для безориентированного набора зенитного угла позволяет сокращать время работы с отклониелями, более эффективно отрабатывать долото, выполнять профили с малой интенсивностью набора, что благоприятно влияет на эксплуатационное оборудование. Однако следует помнить, что наиболее эффективно использование калибратора непосредственно из-под кондуктора.
22. Ориентируемые компоновки для регулирования зенитного и азимутального углов скважин.
Компоновки выбирают в зависимости от геологического разреза, ожидаемого состояния ствола скважины и требуемой точности искривления. Компоновка, включающая долото, короткий забойный двигатель с перекошенными осями присоединительных резьб и УБТ, имеет угол перекоса осей присоединительных резьб переводника 1 – 3 при длине УБТ 12-25м. При использовании компоновки с турбинным отклонителем рекомендуется калибратор устанавливать над долотом. Угол перекоса присоединительных резьб отклонителя составляет 1-2 градуса. Компоновка с двумя точками искривления имеет отклонитель и переводник с перкошенными осями присоединительных резьб. Углы перекоса резьбы отклонителя, соединяющего отклонитель с турбобуром, в компоновках, включающих долото, турбобур, отклонитель Р-1 и бурильные трубы, должны составлять 1 -3 градусов. Компоновка с турбобуром, снабженным на ниппеле эксцентнричной металлической или резиновой накладкой, не имеет перекошенных элементов. В этом случае установка на шпинделе турбобура переводника дляиной более 30см не допускается. Рассмотренные компоновки при сборке непосредственно на буровой для получения искривления заданной интенвсивности должны быть снабжены рядом переводников с различными углами перекоса осей присоединительных резьб. Для искривления скважины в конкретных геологических условиях необходимо составить проект на отклоняющую компоновку. Проектирование компоновок включает: определение типа и состава отклоняющей компоновки; расчет геометрических размеров элементов компоновки; проверочные расчеты прочности компоновки, проходимости через ствол скважины и условий запуска турбобура. Компоновки с накладками на забойном двигателе необходимо использовать, когда требуется малая интенсивность изменения зенитного угла, чтобы можно было получить приращение угла скважины не более 1 градуса на 10 м проходки
23. Выбор и расчет отклонителей и неориентируемых КНБК
Создание надежного инструмента для проводки наклонных и горизонтальных скважин в значительной мере зависит от метода его расчета. Надежность метода расчета, в свою очередь зависит от правильного, обоснованного выбора типа аналитической модели КНБК и тклонителя, также от определяемой типом модели расчетной схемы с соотвествующими обоснованными допущениями. В известных источниках информации рассматриваются две основные модели – кинематическая и статическая. Основная цель таких моделей – расчет параметров ствола скважины при бурении КНБК или отклонителей с заданными размерами. Любая кинематическая модель искривления скважины должна учитывать следующие факторы, оказывающи влияние на траекторию движения долота:
форму ствола скважины, которая постоянно меняется;
физико-механические свойства разбуриваемых горных пород;
схему взаимодействия элементов низа бурильной колонны со стволом скважины;
изнашивание вооружения долота, наддолотного калибратора и центратор при бурении; пргибы и вибрацию низа бурильной колонны.Отклоняющие компоновки выбирают в зависимости от геологического разреза, ожидаемого состояния ствола скважины и ребуемой интенсивности его искривления. 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. Компоновки с турбинным отклонителем и кривым переводников над ним, а также компоновки с отклонителем Р-1 следует применять в тех случаях, когда ожидается значительное расширение ствола. Компоновки с нкаладкой на корпусе забойного двигателя и кривым переводником над ним, а также компоновки с эксцентричным ниппелем применяют в тех случаях, когда требуется малая интенсивность искривления ствола не более 1 градуса на 10 м. В наклонно направленных скважинах с зенитным углом более 5 градусов, искривленным в проектоно азимуте, дальнейшее малоинтенсивное его увеличение проводят безориентируемым компоновками с центраторами.
24. Конструирование отклонителей и неориентируемых КНБК
Конструирование отклонителей заключается в определении таких его геометрических и жесткостных параметров, при которых в конкретных условиях бурения обеспечивается заданная и постоянная интенсивность увеличения зенитного угла. Отклонитель должен удовлетворять следующим требованиям: обеспечивать эффективное разрушение горной породы; быть устойчивым на проектной траектории; проходить через искривленные и прямолинейные участки ствола скважины и по обсадной колонне под собственным весом. Конструирование отклонитеоля включает следующие этапы: определение типа отклонителя, выбор забойного двигателя, расчет и оптимизация отклонителя, корректировка расчетных размеров по конструктивным характеристикам опорных устройств и геолого-технологическим условия бурения. По жесткостным свойствам отклонители подразделяются на жесткие, упругие и гибкие. Длина промежуточной или верхней секции отклонителя определяется его типом. При этом она должна сооотвествовать следующим требованиям. Для жестких отклонителей длина верхнее и промежуточной секций должна быть меньше длины жесткого звена КНБК, а для гибких отклонителей – больше длины упругого звена. Кроме того, промежуточная и верхняя секции жестких и упругих отклонителей должны вписываться в искривленный ствол скважины. В процессе конструирования на этапе перехода от расчетной схемы к реальной конструкции необходимо оценить влияние на работу отклонителя ряда факторов, не предусмотренных расчетной схемой. Наличие радиального люфта вала забойного двигателя, изнашивание рабочих поверхностей опорных устройств, увеличение диаметра ствола сквжины при бурении в неустойчивых породах. Под действие данных факторов изменится геометрия упругой оси отклонителя, схема его взаимодействия со стволом скважины и, следовательно, нарушатся заданные условия.
Конструирование КНБК включает этапы:
1)определение типа КНБК
2)выбор элементов КНБК (типа забойного двигателя, УБТ, наддолотного калибратора и центраторов)
3)расчет и оптимизация размеров КНБК
4)анализ устойчивости КНБК на проектной траектории
5)корректировки расчетных размеров КНБК
При конструировании необходимо учитывать следующие технологические требования к КНБК:
1)устойчивость на проектной траектории
2)высокая точность роводки участка профиля скважины
3)возможность создания оптимальных режимных параметров бурения
4)прохождение через искривленные участки ствола скважины и по обсадной колонне под собственным весом
5)минимальные гидравлические сопротивления
6)предупреждение накопления шлама в месте расположения КНБК
7)безопасность при бурении осложненных интервалов скважины
8)монтаж КНБК должен производиться на буровой с использованием имеющихся на ней технических средств.
25. КНБК для бурения наклонных скважин большого диаметра роторным способом.
В практике наклонного бурения с большим отклонение от вертикали используется способ проводки скважины большого диаметра путем бурения опережающего ствола и его последующего расширения. Первый опыт применения данного метода на Сахалине показал, что простой перенос конструкции нижней части бурильной колонны, применявшихся при расширении и проработке стволов незначительной кривизны, не оправдывает себя в условиях, когда интенсивность изменения зенитного угла высокая и зенитные углы превышают 60, так как в этом случае требуется значительное время на подготовку ствола скважины под спуска колонн большого диаметра. КНБК должна обеспечивать расширение ствола скважины до необходимого диаметра в соотвествии с заданной траекторий опережающего ствола, формирование ствола с учетом беспрепятственного спуска обсадной колонны на заданную глубину, исключая дополнительную его проработку и шаблонирование. КНБК – основными элементами которой являются центрирующее устройство соответствующее диаметру пробуренного опережающего ствола скважины, расширитель и расположенный непосредственно над расширителем калибратор, диаметр которого меньше диаметра расширенного ствола скважины. Использование КНБК для расширения наклонных опережающих скважин обеспечило качественную подготовку ствола скважины под спуск обсадных колонн диаметрами 299 и 324 мм без дополнительных проработок.
26. Контроль за текущим положением забоя
При значительном отклонении фактического профиля ствола скважины от проектного необходимо определить траекторию дальнейшего бурения. Для расчета траектории выведения ствола скважины в заданную точку нужно сначала оценить положение забоя скважины по отношению к кругу допуска. Для этого рассчитываются :
Расстояние между забоем и центром круга допуска
Расстояние между забоем и центром круга допуска по горизонтали
Расстояние от центры хорды круга допуска по азимуту забоя
Зенитный угол на центр круга допуска
Азимут на центр круга допуска
Азимут на левый край круга допуска
Предельные значения зенитного угла и азимута
Максимальное и минимальное значения интенсивности изменения зенитного угла
Оценивать положения забоя скважины по отношению к кругу допуска следует при проводке завершающего участка профиля скважины. Полученные результаты позволяют своевременно принять решение о корректировании профиля скважины, правильно выбрать метод выведения ствола скважины на проектное направление и рассчитать траекторию ствола скважины по кругу допуска. Исходными данными для поставленной задачи являются координаты забоя ствола скважины, координаты центра круга допуска, радиус круга допуска, проектный азимут, зенитный угол и азимут ствола скважины на забое.
27. Ориентирование отклоняющей компоновки в стволе вертикальной скважины
В скважинах с зенитным углом менее 5 практически невозможно ориентировать инклинометр в плоскости искривления ствола. Поэтому в таких скважинах необходимо ориентировать отклоняющий инструмент прямым визированием с помощью приборов или визуально по меткам, нанесенным на замки и муфты бурильных труб. В практике наклонного бурения наибольшее распространение получили методы прямого визуального ориентирования отклонителя путем прослеживания направления его действия при спуске инструмента по меткам. Данный метод применяют при забуривании наклонного участка в вертикальном стволе скважины. Обычно отклонитель ориентируют на небольшой глубине и в результате достигается необходимая точность. Для осуществления этого способа ориентировании первоначально бурильный инструмент подготавливают – наносят метки на замках бурильных труб по одной образующей. С этой целью применяю специальный шаблон с уровнем. Он включает в себя полухомут и уровень, размещенный в верхней полке полухомута. По прочерченной линии с помощью зубила или наваркой наносят метки на замковых соединителях. Все другие метки должны быть удалены. Для нанесения меток бурильную колонну выкатывают на мостики и на один из замковых концов устанавливают шаблон. Поворачивая его вокруг оси трубы, совмещают пузырек уровня с центральными делениями на пробирке. В момент совмещения по скосу, положение которого соотвествует размеру данной трубы прочерчивают линию. Затем шаблон переносят на другой замок трубы, следя за тем, чтобы положение трубы было неизменным. На буровой должно быть подготовлено столько труб с метками, сколько требуется для спуска отклонителя до забоя скважины и дополнитель семь-восемь труб для наращивания в процессе одного рейса долота. Точность ориентированного отклонения свтола скважины в заданном направлении зависит от ряда факторов. При всех методах прямого ориентирования наибольшие погрешности связаня с переносом ориентира на стол ротора, с определением положения плоскости искривления оси отклонителя и несовпадения стопорного отверстия с заданным направление. При ориентированном спуске по иеткам погрешности возникают при переносе меток с труб на ротор вследствие наличия люфта между бурильной трубой и шаблоном для переноса меток.
28. Скважинные приборы и инструмент для ориентирования отклонителя в наклонной скважине.
Надежное ориентирование отклонителя с помощью скважинных приборов достигается при зенитном угле ствола, превышающем 3 градуса. В этом случае положение искривленной оси компоновки относительно стран света определяется по апсидальной плоскости скважины в точке установки отклонителя. Направление апсидальной плоскости соответствует азимуту скважины и определяется путем инклинометрических измерений или в ходе самоориентирования, или по предварительным инклинометрическим измерения при проводке наклонного участка скважины. В большинстве нефтяных районов получили распространение инклинометрические методы ориентирования отклонителя в наклонных скважинах: при помощи инклинометра с магнитной буссолью и магнитного переводника; при помощи инклинометра и диамагнитных бурильных труб. Буровые бригады проводят ориентривание отклонителя при помощи самоориентирующихся приборов, спускаемых в бурильные трубы. Принцип действия этих приборов основан на использовании эффекта отвеса, возникающего при наклонном положении прибора в стволе.
29. Телеметрические системы для ориентирования отклоняющих компоновок.
Телеметрическая система для ориентирования отклоняющих компоновок позволяет проводить следующие операции в процессе проводки наклонно направленных скважин:
- ориентирование отклоняющей компоновки по заданному азимуту как в вертикальной, так и в наклонной скважине путем измерения направления действия отклонителя относительно апсидальной плоскости
- определение угла закручивания бурильной колонны под действием реактивного вращающего момента забойного двигателя и его учет при бурении скважины с использованием отклоняющего инструмента;
- проведение инклинометрических измерений непосредственно в процессе проводки скважины. В практике буровых работ с применение электробура применяется телеметрическая система СТЭ, разработанная СКТБЭ. Эту систему применяют и при турбинном бурении, для чего линия связи забоя с поверхностью выполнена в виде сбросового кабеля, оснащенного контактной муфтой для соединения с забойной аппаратурой. Использование телеметрической системы СТЭ при электробурении позволяет непрерывно управлять траекторией скважины в пространстве. Глубинные датчики этой системы размещают в корпусах диаметрами 164 и 215 мм. Комплект телеметрической системы включается следующие узлы: глубинный блок телеметрической системы, глубинное измерительное устройство, наземный пульт телеметрической системы, наземное измерительное устройство, присоединительный фильтр. В контейнере размещены датчики для измерения азимута, угла установки отклонителя и зенитного угла.
На базе телеметрической системы СТЭ разработаны телеметрические системы типа СТТ, предназначенные для использования при бурении с гидравлическими забойными двигателя. Они бывают 172, 190 и 215 мм. Связь глубинной аппаратуры с наземной осуществляется по проводному каналу связи сбросового типа, выполненному в виде стандартного каротажого кабеля, снабженного контактными разъемами. Информация с забоя скважины при ее бурении передается по проводным линиям связи с глубинного измерительного устройства на наземное измерительное устройство.
30. Особенности технологии проводки ННС и ГС
Практика показывает, что для бурения верхнего участка скважины целесообразно иметь на буровом станке средства создания осевой нагрузки на долото. Однако ввиду сложности имеющихся систем нагружения долота бурение обычно осуществляется под действием веса бурильной колонны. Кроме того, отсутствие систем подачи бурильного инструмента не позволяет верхний участок скважины бурить с определенным, наперед заданным зенитным углом. Длина вертикального участка скважины зависит от многих фокторов, основной из них – глубина скважины. Обычно с увеличением глубины бурения длина вертикального участка также возрастает. На практике часто длину верхнего вертикального участка наклонной скважины выбирают соответственно глубине спуска кондуктора. Верхняя часть наклонной или горизонтальной скважины должна быть пробурена с минимальным отклонением ствола от вертикали. С целью снижения вероятности зенитного искривления скважины обычно применяют специальные забойные двигатели. Использование УБТ при бурении вертикального участка скважины необходимо для достижения заданной осевой нагрузки на долото. Поэтому при выборе размеров и количества утяжеленных труб исходят из требования о необходимости снизить диаметральный зазор и увеличить жесткость забойной компоновки. В мягких породах снижение диаметрального зазора может привести к сальникообразованию и возникновению прихватов. Установка центратора в нижней части колонны позволяет в ряде случаев значительно увеличить расстояние от долота до первой точки касания компоновки со стенкой скважины. В результате уменьшается деформация продольного изгиба нижней части бурильной колонны. В процессе бурения вертикального участка скважины с забойными двигателями рекомендуется систематически проворачивать бурильную колонну. Более рациональноь вести бурение с непрерывным вращением колонны со скоростью 10-20 об/мин. Искривление скважины на заданном интервале в соответствии с проектом ее бурения проводят с помощью отклоняющего инструмента. В процессе бурения участка начального искривления профиля скважины следует стремиться к тому, чтобы геометрические и жесткостные параметры отклонителя не изменялись. В ходе бурения отклонителем необходимо контролировать фактическую интенсивность искривления ствола скважины. В ряде случаев для отклонения скважины используют серийные турбобуры или забойные винтовые двигатели, спускаемы в скважину на кривом переводнике. С целью увеличения действия отклонителя необходимо использовать турбобуры минимальной длины, однако укороченные турбобуры обладают недостаточными энергетическими параметрами, так как при их конструировании ограничивается число рабочих ступеней в турбинной секции. Наиболее перспективно использование шпинделей-отклонителей, так как в этом случае число рабочих ступеней в турбинных секциях сохраняется. При использовании электробура, появляется возможность канала связи для телеметрической системы. Система позволяет осуществлять непрерывный контроль за ходом бурения скважины по заданному профилю. Опыт бурения скважин электробуром показал, что при использовании механизма искривления в сочетании с телеметрической системой удается получить азимут и угол наклона, близкие к проектным.
31. Технология и технические средства для проводки многозабойных и горизонтально разветвленных скважин. Конструкцию многозабойной скважины выбирают по условию отбуривания дополнительных стволов из интервала, сложенного устойчивыми горными породами, так как в ходе забиривания ответвлений ствол скважины должен быть открытым. В этом случае забуривание дополнительного ствола технологических упрощается. Основные требования к конструкции многозабойной скважины: ствол основной скважины должен позволять прохождение к забоям стволов бурящейся скважины отклоняющих компоновок требуемых геометрических параметров; во всех интервалах ствола должна быть возможность искривления ствола скважины с максимальной интенсивностью; по возможности ствол скважины должен позволять проведение геофизических исследований. Многозабойные и горизонтально разветвленные скважины бурят обычными буровыми установками с помощью серийно выпускаемого 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. Колонны для многозабойного и горизонтального бурения необходимо выбирать по допустимым напряжениям, возникающем в теле трубы при их деформированном положении в скважине. При ходе бурения горизонтальных ответвлений скважин обычно используют как стандартные так и нестандартные, инструмент и приспособления. При наборе зенитного угла по среднему радиусу можно использовать отклонители на базе винтовых забойных двигетелей Д-172. При бурении горизонтальных скважин необходимо использовать специальный магнитный переводник с несколькими магнитами, размещенными в вертикальной плоскости, и специальный инклинометр для ориентирования отклонителя при больших зенитных углах. В процессе забуривания ответвлений после запуска турбобура бурильный инструмент подают вниз на 0,5 – 0,6 м с постоянной скоростью. Затем поднимают его на 0,5м выше начального положения и операцию повторяют. После повторения такой процедуры 3-4 раза в этом интервале образуется уступ размером не менее половины диаметра скважины, и дальнейшее бурение ведут от этого уступа. После проходки дальнейшее бурение ведут от этого уступа. После проходки 8 10м о начала забуривания дополнительный ствол ориентируют в заданном направлении. Многозабойные и горизонтально наклонные разветвленные скважины в процессе их проводки должны быть подвергнуты геофизическим исследованиям и инклинометрии.
32. Выбор и обоснование режимных параметров при наклонном горизонтальном бурении.
Режим бурения скважин определяют исходя из механических свойств горных пород и технической вооруженности бурового предприятия. В настоящее время наиболее распространено проектирование технологических процессов в соответствии с максимальной механической скоростью при эффективном объемном разрушении горных пород. При этом используются следующие параметры: нагрузка на долото, оптимальная скорость бурения, механическая скорость бурения – определяется не только силовым воздействие на горную породу, но и скоростью взаимодействия вооружения долота с забоем скважины, поэтому при выборе частоты вращения долота необходимо учитывать как эффективность процесса бурения, так и стойкостные качества породоразрушающего инструмента; стойкость долота, проходка на долото, рейсовая скорость бурения, стоимость 1 м проходки. Режимы бурения можно проектировать по двум методикам: на основании статистического анализа промысловых материалов по отработке долот в различных режимах, по общим закономерностям долот, подтвержденным достоверными результатами в проектируемых условиях. Совершенствование конструкции долот, создание новых забойных двигателей предполагает непрерывную разработку промысловой информации и ввод коррективов в режимные параметры.
33. Взаимодействие бурильной колонны со стенками скважины при наклонном горизонтальном бурении.
При бурении наклонных и горизонтальных скважин силы сопротивления оказывают отрицательное влияние на технологические процессы, так как при этом снижаются осевые нагрузки на долото, увеличивается необходимая мощность для вращения колонны при роторном бурении, образуются продольные выработки (желоба) на стенках скважины. До настоящего времени отсутствуют надежные средства и методы управления интенсивностью взаимодействия бурильной колонны со стенками скважины. Смазывающие добавки, вводимые в буровой раствор для снижения сил сопротивления, не всегда дают положительные результаты, так как это приводит к обвалам стенок скважины и возникновению сальников при подъеме бурильной колонны. Силы сопротивления в процессе бурения возникают как в сжатой, так и в растянутой части колонны. В процессе бурения силы сопротивления направлены в сторону, противоположную движению колонны т.е. снижают осевую нагрузку на долото. Сила сопротивления на любом участке равна произведению прижимающей силы на коэффициент сопротивления. В процессе движения колонны вверх силы сопротивления увеличиваются, при движении вниз они уменьшают нагрузку на крюке. Прижимающие силы при движении бурильной олонны зависят от профиля скважины. Поэтому при расчетах необходимо учитывать суммарный угол охвата, определяемый интенсивностью и формой искривленной скважины. В общем случае сопротивление продольному движению колонны в скважине определяют по методу осевых сил. Силы натяжения бурильных труб расположенных на участке искривления, определяют в зависимости от вида профиля скважины.
34. Крепление ННС и ГС
При проектировании конструкции скважин число и глубину спуска обсадных колонн выбирают в соответствии с требованиями недопущения несовместимых условий бурения отдельных интервалов ствола, когда параметры технологического процесса бурения нижележащих интервалов вызывают осложнения в верхней необсаженной части скважины. Для крепления нефтяных и газовых скважин в основном применяют обсадные трубы, выпускаемые по ГОСТ 632-80 с нормальной и удлиненной резьбами, отличающиеся повышенной прочностью. Кроме этих труб изготовляют обсадные трубы с повышенной прочность и герметичностью соединений с трапецеидальной резьбой. Число обсадных колонн равно числу зон совместимых условий бурения. Глубина спуска обсадных колонн должна быть на 10-20м ниже зон совместимых условий бурения. Обсадные колонные для наклонно направленно направленных и горизонтальных скважин, как и для вертикальных, рассчитывают на растягивающую нагрузку, наружное и внутренне избыточное давление со следующими отличиями: запас прочности на растяжение выбирают с учетом интенсивности искривления ствола, натяжение обсадной колонны рассчитывают только для верхнего вертикального участка наклонно направленных скважин, а не для всего ствола, как для вертикальных скважин. Элементы оснастки обсадных колонн представляют комплекс устройств, применяемый для успешного спуска обсадных колонн и качественного цементирования скважин, надежного разобщения пластов и последующей нормальной эксплуатации скважин. Упорное кольцо предназначено для получения четкого сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора при цементировании скважины. Его изготавливают из серого чугуна и устанавливают в муфте обсадной колонны на расстоянии 10-30м от башмака. Центраторы применяют для центрирования обсадной колонны в стволе скважины с целью равномерно заполнения кольцевого пространства тампонажным раствором и качественного разобщения пластов. Они облегчают процесс спуска обсадной колонны, уменьшая силу трения между обсадными трубами стенками скважины, увеличивают степень вытеснения бурового раствора тампонажным раствором вследствие образования локальных завихрений восходящего потока раствора в зонах центраторов, а также облегчают работу по подвеске хвостовиков и стыковке секций обсадных колонн. Скребки, турбулизаторы…Основное требование к подготовке ствола скважин перед креплением обсадными колоннами - обеспечить успешный спуск их до намеченных глубин и качественное цементирование скважин. Выбор способа цементирования (сплошной, ступенчатый, с разрывом во времени, двумя секциями или более, обратный) зависит от возможности спуска обсадных колонн в один прием, подъема тампонажного раствора на заданную высоту, наличия зон поглощения или резко различающихся температур в зоне цементирования, наличия опастности возникновения газопроявлений или перетоков флюидов в период запустевания и схватывания тампонажного раствора. Обычно применяют сплошное цементирование. Тымпонажные материалы выбирают в зависимости от температуры среду, плотности бурового раствора, пластового давления, давления гидроразрыва пород, наличия солевых отложений, вида флюида и необходимости обеспечения высота подъема тампонажного раствора. Плотность тампонажного раствора не должна превышать плотности бурового раствора более чем на 0,2 г/см3. Гидравлический расчет цементирования обсадных колонн проводят для определения необходимой суммарной подочи цеметирвочных агрегатов из условия обеспечения максимальной скорости восходящего потока бурового и тампонажного растворов в затрубном пространстве. Применение буферных жидкостей при креплении скважин улучшает качество цементирования обсадных колонн в результате повышения степени вытеснения бурового раствора и предупреждения загустевания смеси тампонажного и бурового растворов. Минимальный объем буферной жидкости определяют исходя из геометрический соотношений размеров скважины и длины цементируемого интервала, а критический объем – из условия соблюдения равновесия системы скважина пласт, чтобы исключить возможность проявлений и не допускать снижения гидростатического давления.
35. Крепление многозабойных МЗС и горизонтально разветвленных скважин
Верхнюю часть разреза закрепляют до кровли продуктивного пласта. Такая конструкция скважины позволяет облегчить проходку и освоение всех ответвлений. В продуктивных пластах, сложенных неустойчивыми породами, основной ствол должен быть закреплен хвостовиком. Для исследования и ремонта дополнительных стволов хвостовик изготовляют разъемным. В ряде случаев часть стволов многозабойных скважин обсаживают предварительно перфорированными хвостовиками с воронками. При подаче жидкости в колонну бурильная колонна отсоединяется от хвостовика. Если скважина заканчивается одним пологим стволом, пройденным в продуктивном пласте, то проблема крепления скважины упрощается. Ствол до продуктивного пласта закрепляют обсадной колонной и цементируют. В горизонтальную часть скважины спускают заранее перфорированный хвостовик с таким расчетом, чтобы его верхний конец оставался внутри основной эксплуатационной колонны. При восстановлении бездействующего фонда скважин методом бурения дополнительных стволов предъявляются повышенные требования к надежности крепления скважин нецементируемыми потайными колоннами(хвостовиками), особенно в скважинах с горизонтальными участками дополнительных стволов на газовых и газоконденсатных месторождениях.
36. Особенности строительства кустов ННС
Кустовое бурение скважин применяется для разработки залежей углеводородов. При этом бурят расчетное число скважин, устья которых размещены на одной технологической площадке. Для подсечения продуктивного пласта в заданной точке в соответствии с проектной сеткой разработки месторождения все скважины в кусте, как правило, бурят наклонно направленным способом. В качестве площадки для размещения бурового оборудования могут быть использованы морские сооружения, искусственные основания или естественные площадки местности, на которой проводят кустовое бурение. Число скважин в кусте определяется технико-экономическими условиями наклонно направленного бурения. В ходе кустового освоения нефтяных месторождений буровая установка размещается на ограниченной территории по площади. 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 всё буровое оборудование перемещается с точки на точку. Во втором случае по мере проводки скважин все буровое оборудование перемещают с точки на точку, включая циркуляционную систему, буровые насосы, манифольд. Форма и размеры кустовой площадки обусловлены числом скважин и расстоянием между ними, так как этим определяется общая протяженность рабочей площадки; противопожарными нормами и правилами, которыми устанавливается расстояние между отдельными объектами на кустовой площадке. Срок службы основания должен быть не менее срока эксплуатации скважин; площадка основания должна обеспечивать перемещение и работу на ней транспортных средств и монтажных кранов. Способ расположения скважин в кусте зависит от условий местности и предполагаемых средств связи куста с базой. Кусты не связанные постоянными дорогами с базой, относятся к локальным. На локальных кустах скважины, как правило, располагаю в форме веера во все стороны, что позволяет иметь в кусте максимальное число скважин на дренируемом участке. При кустовом бурении вспомогательные службы (будки, склады ГСМ) выносят за пределы производственной площадки с таким расчетом, чтобы расстояние от них до устья ближайшей скважины было не менее 50м. В мировой практике известны случаи строительства с одного основания 64 скважины и более. В России на ряде месторождений нефти имеются условия, когда возможно строительство кустов из 80 скважин и более при достигнутом уровне буровой техники. Дальнейшее развитие буровой техники и нефтяного машиностроения и создания новых эффективных средств пожаротушения позволит в ближайшие годы значительно повысить экономичность кустового способа разработки нефтяных и газовых месторождений.
37. Особенности строительства кустов наклонно направленных скважин на континентальном шельфе.
Для освоения морских месторождений нефти и газа требуется создание стационарных платформ, с которых производятся бурение скважин, добыча пластового флюида, подготовка его к транспортировке. Строительство морских наклонных скважин с большим отклонение от вертикали позволяет решить ряд важных проблем, имеющих народнохозяйственное значение а именно:
Представляется возможность создания крупных морских стационарных платформ и ---осуществления разбуривания месторождения с минимального количества платформ путем бурения, наклонных скважин с различными отходами от вертикали, что обеспечивает большой экономический эффект;
Эффективно решаются экологические проблемы путем сосредоточения устьев скважин на ограниченном пространстве платформы и обеспечения действенных мер по защите окружающей среды;
Увеличиваются дебиты скважин, так как в скважинах с большим отклонением ствола от вертикали продуктивный пласт вскрывается под большим углом, что позволяет при постоянной мощности пласта увеличивать длину ствола скважины в пласте и соответственно возрастает площадь фильтрации и дебит скважин при эксплуатации;
Сокращается число скважин, необходимых для разбуривания месторождения
Используется наклонно направленные скважины с большим отклонение для излучения и окунтуривания внешних границ месторождения.
Зарубежные компании накопили значительный опыт бурения скважин с большим отклонение при освоении морских месторождений, особенного Северного моря.
38 Экологические вопросы при бурении наклонных и горизонтальных скважин
В настоящее время охрана окружающей среды стала одной из актуальнейших проблем современности. Необходимость бережного обращения к природе за последние десятилетия получила глубокое отражение в различных государственных решения и постановления. Поэтому большое значение при ведении буровых работ имеют технико-экономические аспекты охраны окружающей среды, заключающиеся в рациональном выборе технологии производственных процессов, технических средств, которые обеспечивают реализацию необходимых природоохранных мероприятий при наименьших экономических затратах. При проведении бурения могут возникнуть следующие основные виды нарушений природной среды:
Отчуждение и вывод из строя плодородных земель;
Нерациональное и бесконтрольное использование земельных участков под планировку буровых площадок и инженерных коммуникаций, прокладываемых к буровым
Нарушение почвенного слоя и уменьшение продуктивности на месте ведения буровых работ
Поступление в водоносные горизонты и продуктивные пласты химических реагентов, применяемых в качестве добавок к промывочным жидкостям
Загрязнение поверхностных вод различными маслами, нефтепродуктами и химическими веществами, что ведет к последующему проникновению этих вод в скважину.