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
92
Тема 7. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
Осложнениями называют нарушения нормального процесса бурения, обусловленные геологическими причинами. Наиболее распространенными осложнениями являются: 1) поглощение бурового раствора;
2) водо-, нефте-, газопроявления;
3) осыпи и обвалы стенок скважины;
4) затяжки и прихваты инструментов в скважине;
5) самопроизвольное искривление ствола скважины.
Осложнения, как болезнь, легче предупредить, чем бороться с их проявлениями. Решающую роль при предупреждении осложнений играет правильный выбор вида промывочной жидкости и параметров ее свойств.
7.1. Поглощение бурового раствора
При строительстве скважины буровики имеют дело с двумя видами флюидов: скважинные (буровые растворы) и пластовые. Процесс бурения идет нормально, если каждый из флюидов остается на своем месте: скважинный - в системе промывки скважины, а пластовый - в пласте. Движение флюидов ΔQ в системе скважина-пласт проиллюстрировано рис. 7.1.
Движение отсутствует, если давление в скважине рс равно пластовому рп. Если рс > рп, то наблюдаются потери бурового раствора, а если рс < рп, то наблюдается приток пластовых флюидов в скважину. Обычно, за исключением особых случаев, бурение ведется при некотором избыточном давлении на пласт, чтобы не допустить притока в скважину, т. е. с некоторыми потерями бурового раствора. Если потери раствора превышают восполнимые ΔQв средствами буровой, то такие потери называют поглощением бурового раствора. Рассматриваются два случая.
Первый случай относится к области рс > ргр, где поглощение обусловлено образованием трещин гидроразрыва в стенках скважины. Как правило, имеет место полное (катастрофическое) поглощение, не позволяющее вести бурение. Его предупреждение предусматривается при конструировании скважины, чтобы исключить возможность гидроразрыва.
Второй случай относится к области рп < рс < ргр, где поглощение обусловлено уходом промывочной жидкости в поры и трещины проницаемого пласта. Величина потерь
ΔQ = с(рс – рп)п, (7.1)
где с – параметр, зависящий от вида и величины пористости и проницаемости пласта. Давление рс в общем случае равно:
рс = ρgz + Δp, (7.2)
где ρgz – статическое давление бурового раствора; z – высота столба бурового раствора над рассматриваемым сечением скважины; +Δp – приращение давления в результате гидропотерь в кольцевом зазоре при работе насоса или за счет поршневого эффекта при спуске бурильного инструмента; -Δp – снижение давления в скважине при подъеме инструмента за счет поршневого эффекта.
Все поглощения делят на три категории в зависимости от величины ΔQ: малые (ΔQ = 10…15 м3/ч), средние (ΔQ до 60 м3/ч) и сильные (ΔQ > 60 м3/ч). Из формул (7.1) и (7.2) следует, что для профилактики поглощения надо прежде всего минимизировать разность рс – рп путем снижения в допустимых пределах плотности ρ бурового раствора и гидропотерь в кольцевом зазоре между стенкой скважины и бурильным инструментом и величину с. Для уменьшения с широко используют инертные наполнители в буровой раствор. Например, в условиях Башкортостана широко применяются древесные опилки.
Если профилактика не дала результатов, то проводят мероприятия по изоляции зоны поглощения. Вначале проводят исследование скважины с целью определения категории поглощения и границ поглощающего горизонта. В случае малых и средних поглощений проводят заливку зоны поглощения специальными тампонажными смесями, например, гельцементными пастами и быстросхватывающимися цементными смесями. Смеси твердеют в каналах ухода жидкости и закупоривают их. Если заливки не дают результата из-за поглощения смеси, как и раствора, то прибегают к перекрытию зоны осложнения обсадными трубами или специальными профильными перекрывателями. Обычно так поступают в случае сильных поглощений (третьей категории).
7.2. Водо-, нефте-, газопроявления
Этот вид осложнений связан с проникновением в скважину пластовых флюидов, несмотря на то, что по техническим условиям бурения давление в скважине всегда должно быть больше пластового. Причинами снижения давления в скважине могут быть ошибки при оценке пластового давления, снижение уровня жидкости в скважине при подъеме инструмента из скважины и при поглощении раствора пластами с пониженным пластовым давлением, поршневой эффект при подъеме инструмента и, наконец, попадание газа в раствор вместе с выбуренной горной породой. Последнее приводит к снижению плотности бурового раствора.
Признаком водопроявления является увеличение объема жидкости в системе промывки скважины, снижение плотности бурового раствора в результате разбавления и перелив жидкости из скважины во время остановок. Из формулы (7.2) следует, что основными способами профилактики и борьбы с водопроявлениями являются автоматический долив скважины и утяжеление бурового раствора.
Признаками нефте- и газопроявлений являются появление пленки нефти на поверхности бурового раствора и его "кипение". При попадании газа в раствор снижается плотность последнего, и, если давление в скважине снизится ниже пластового, то процесс поступления газа будет нарастать лавинообразно и закончится выбросом бурового раствора и неуправляемым фонтанированием скважины. Это очень тяжелое осложнение. Фонтанирующие нефть и газ могут самопроизвольно воспламениться, и даже может произойти взрыв. Поэтому фонтанирующие нефть и газ поджигают, приняв необходимые меры безопасности.
Профилактика. При разбуривании отложений, содержащих нефть и газ, организуется систематический контроль за плотностью бурового раствора, ограничивается скорость подъема инструмента из скважины, при необходимости в систему очистки бурового раствора включаются вакуумные дегазаторы, а устье скважины оборудуется превенторами (устройствами для герметичного перекрытия устья). Наиболее часто проявления происходят, когда скважина находится в покое или идет подъем инструмента. Поэтому в бурильной колонне устанавливается обратный клапан и проводятся периодические промывки скважины. Если имеют место "кипение" и прогрессирующий перелив раствора из скважины, то необходимо немедленно перекрыть устье скважины превентором.
Устранение проявления производят путем замены жидкости в закрытой скважине на более тяжелый буровой раствор. Тушение открытых фонтанов проводят специальные военизированные подразделения.
7.3. Осыпи и обвалы горных пород стенок скважины
С точки зрения механики осыпи и обвалы обусловлены напряжениями в стенках скважины, превышающими предел прочности горной породы. Основными признаками являются несоизмеримое количество шлама в системе очистки скважины с ее объемом, а также появление осадка на забое скважины (при спуске инструмент не доходит до забоя).
В горных породах до вскрытия скважиной действуют естественные напряжения (горное давление):
рг = ρгgz; (7.3)
рб = λрг, (7.4)
где рг - вертикальная компонента, называемая геостатическим давлением;
рб - горизонтальная компонента (боковое давление); ρг – плотность горных пород; λ – коэффициент бокового распора, зависящий от упругих свойств горной породы. При вскрытии бурением горная порода в объеме скважины заменяется буровым раствором с давлением рс. Соответственно изменятся компоненты напряжений в горной породе стенки скважины (рис. 7.2).
Изменением вертикальной компоненты обычно пренебрегают, т.е.
σz = рг. (7.5)
Компоненты в горизонтальной плоскости в цилиндрической системе координат становятся следующими:
σR = pc; (7.6)
σt =2рб - рс. (7.7)
Соответственно в стенках скважины возникают касательные напряжения:
τzr = (σz − σR)/2; (7.8)
τzt = (σz – σt)/2; (7.9)
τtr = (σt − σR)/2. (7.10)
Условие сохранения стенки в упругом состоянии в соответствии с теорией прочности Мора-Кулона имеет вид
τтах < kдл τs, (7.11)
где τs – предел текучести горной породы; kдл - коэффициент длительной прочности породы.
Заведомо неизвестно, какая из компонент τ, представленных уравнениями (7.8), (7.9) и (7.10), максимальная. Поэтому расчеты проводятся для всех трех случаев. Регулирование напряжений в стенке, как следует из уравнений (7.6) и (7.7), возможно только путем изменения давления в скважине. Поэтому условие (7.11) записывается как диапазон давлений бурового раствора в скважине на рассматриваемой глубине:
рсн < pc < pcв, (7.12)
где рсн – нижняя граница допустимого давления в скважине; рсв – верхняя граница допустимого давления в скважине.
Величина kдл на момент вскрытия породы скважиной принимается равной единице. По мере бурения стенка скважины подвергается физико-химическому воздействию со стороны бурового раствора, а также имеют место колебания давления и температуры в скважине и механическое воздействие инструмента. Все это ведет к уменьшению прочности породы во времени, т. е. к уменьшению величины kдл, а в конечном счете к сужению диапазона допустимого давления в скважине во времени.
На рис. 7.3 показан характер изменения предела текучести горной породы во времени. Предел текучести породы τs(t) монотонно снижается и приближается к асимптоте τs. Если при бурении максимальные напряжения (τтах1) ниже предельных τs, то проблем со стенкой скважины не будет. Это имеет место при бурении в средней прочности и прочных горных породах. Если же максимальные напряжения (τтах2) ниже предельных τs, но выше τs¥ , то допустимое время бурения составит величину [tб] (см. рис. 7.3).
Как только давление в скважине окажется за пределами допустимого диапазона, т.е. tб > [tб], то следует ожидать деформирования (сужения скважины в пластичных породах) или разрушения стенок в хрупких и пластично-хрупких породах. Таким образом, для предупреждения осыпей и обвалов стенок скважины в горных породах низкой прочности необходимо пробурить и закрепить опасный интервал за время, не превышающее [tб]. Для увеличения [tб] необходимо скорректировать плотность бурового раствора, по возможности ограничить колебания давления и температуры бурового раствора, и, что самое главное, подобрать тип и свойства раствора, минимально понижающие прочность горной породы во времени.
7.4. Затяжки и прихваты инструментов
Затяжкой называется увеличенное по сравнению с расчетным сопротивление движению инструментов в скважине.
Прихватом называется такое состояние инструмента в скважине, при котором его перемещение в скважине средствами буровой невозможно.
Причины затяжек и прихватов:
1) заклинивание инструмента посторонними предметами;
2) заклинивание инструмента при обвалах в скважине;
3) заклинивание инструмента при сужении ствола скважины;
4) образование желобов в стенках скважины; 5) прилипание инструмента и его прижатие к стенке скважины под действием перепада давления скважина-пласт.
Первые три причины очевидны. Соблюдение технологической дисциплины обычно бывает достаточным для их предупреждения.
Образование желобов характерно для наклонных скважин и скважин, имеющих резкие перегибы ствола. Схема образования желоба показана на рис. 7.4. Из рис. 7.4 видно, что желоб под действием бурильной трубы может образоваться как на нижней, так и на верхней стенках в местах перегиба ствола скважины. В желобах могут быть заклинены элементы бурильной колонны, имеющие больший диаметр, чем бурильные трубы, например, УБТ, опорно-центрирующее устройство и забойный двигатель. Профилактика образования желобов – применение калибраторов для исключения резких перегибов ствола и смазочных добавок к буровому раствору.
Прилипание инструмента под действием перепада давления скважина- пласт является наиболее частой и опасной причиной затяжек и прихвата инструментов. Оно наблюдается при проходке пористых проницаемых пластов.
Схема формирования силы F, прижимающей трубу к стенке скважины, показана на рис. 7.5. При движении инструмент в скважине не имеет постоянного контакта со стенкой скважины. При бурении давление рс жидкости в скважине больше пластового рп. Промывочная жидкость фильтруется в пласт и создает на стенке глинистую корку. Вокруг скважины формируется переходная зона, в которой давление постепенно меняется от величины, равной давлению в скважине до величины пластового давления (левый график). Если инструмент оставить в покое, то какая-то его часть будет постоянно в контакте со стенкой. На этом участке фильтрация жидкости прекратится, а давление рст на границе скважина-пласт начнет уменьшаться и стремиться к пластовому (правый график).
На трубу начинает действовать прижимающая сила F:
F = (рс – рст)bl, (7.13)
где b и l – ширина и длина контакта трубы со стенкой скважины. Под действием силы F труба не только прижимается к стенке, но и вдавливается в фильтрационную (глинистую) корку, увеличивая величину b. Изменение величин рст и b вызывает прогрессирующий рост силы F во времени. Сопротивление движению инструмента соответственно увеличивается во времени на величину силы трения Fтр, так как
Fтр (t) = fF(t), (7.14)
где f – коэффициент трения трубы о фильтрационную корку; t – время.
Меры профилактики вытекают из формул (7.13) и (7.14):
1) в прихватоопасных интервалах нельзя оставлять инструмент в покое более чем на 10 мин;
2) использовать буровой раствор с минимально возможной плотностью, с минимальной толщиной фильтрационной корки и с высокой смазывающей способностью;
3) использовать специальные утяжеленные бурильные трубы с целью уменьшения параметра b (УБТ квадратного сечения, УБТ со спиральными канавками на поверхности трубы).
Освобождение прихваченного инструмента производится путем его расхаживания. Вначале необходимо восстановить циркуляцию бурового раствора. Если циркуляции нет, то вероятность освобождения инструмента весьма мала. Бурильщик делает натяжку инструмента в пределах допустимого усилия на крюке, а затем полностью разгружает инструмент на забой. При этом нижняя часть инструмента теряет продольную устойчивость и частично отрывается от стенки. Постепенно может произойти полное освобождение инструмента. Если в течение 15 мин инструмент не освободился, то устанавливается водяная или нефтяная "ванна": в зону прихвата закачивается вода или нефть с целью разжижения фильтрационной корки и понижения ее липкости. После установки "ванны" вновь проводится расхаживание инструмента. Если инструмент не удается освободить, то свободную часть инструмента отрезают и поднимают. Скважину над зоной прихвата заливают цементом на высоту около 100 м (устанавливают цементный мост). Далее методами наклонного бурения обходят ствол с прихваченным инструментом.
7.5. Самопроизвольное искривление скважины
Опыт бурения скважин показывает, что скважина всегда в той или иной мере отклоняется от проектной траектории. С точки зрения механики бурильная колонна представляет собой гибкую упругую нить и не может оказать достаточного сопротивления движению породоразрушающего инструмента при бурении по пути наименьшего сопротивления.
Основными являются геологические и технические причины искривления. Геологические причины:
1) неоднородность горных пород по прочностным свойствам;
2) наклонное залегание анизотропных пластов.
Технические причины искривления в начале бурения:
1) плохое центрирование буровой вышки; 2) невертикальность направления;
3) искривленный инструмент, которым забуривается скважина.
По мере углубления скважины продольная жесткость бурильной колонны снижается и сжатая ее часть теряет продольную устойчивость. Это явление всегда имеет место при бурении и служит основной причиной самопроизвольного искривления скважины.
На рис. 7.6,а показана схема скважины 1 с бурильной колонной 2, потерявшей продольную устойчивость. Изгиб колонны вызывает поворот долота и вектора осевой нагрузки на него на угол , называемый зенитным углом. Если колонна бурильных труб вращается относительно оси скважины, то вместе с ней вращается и вектор и искривления скважины не происходит. Но если колонна не вращается или вращается относительно собственной оси, то происходит искривление скважины. Наибольшее искривление скважин происходит при сложении технических и геологических факторов.
Мероприятия по предупреждению самопроизвольного искривления скважины направлены на увеличение жесткости нижней части колонны, на уменьшение зенитного угла путем установки центраторов 4 в сечениях ожидаемого наибольшего прогиба колонны (рис. 7.5,б), а также на обеспечение вращения инструментов относительно оси скважины, так как достичь условия
= 0 практически невозможно. Вероятность самопроизвольного искривления скважин при роторном бурении значительно ниже, чем при бурении с забойными двигателями. При бурении забойными двигателями в качестве профилактики искривления создается медленное вращение бурильной колонны либо за счет реактивного момента двигателя, либо с помощью ротора с частотой около двух об/мин.
Тема 8. НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ СКВАЖИН
8.1. Решаемые задачи
Наклонно-направленным бурением называется проводка ствола скважины по заданной траектории, за исключением вертикальной линии. Если скважина заканчивается участком, близким к горизонтали, то такая скважина называется горизонтальной.
Наклонно-направленное бурение (часто для краткости используют термин наклонное бурение) позволяет решать ряд задач:
1) разработку труднодоступных месторождений, например, в болотистой местности Западной Сибири, под дном моря, под населенными пунктами и т.д.;
2) сбережение сельхозугодий; 3) ликвидацию последствий аварий и осложнений в скважинах; 4) повышение продуктивности скважины за счет ее горизонтального окончания и бурения дополнительных стволов из ранее пробуренной скважины;
5) экономию средств на строительство дорог, оснований, подвод электроэнергии, трубопроводов и на обслуживание скважин при эксплуатации (решается кустовым размещением скважин на одном основании).
Наряду с очевидными достоинствами наклонного бурения имеются и существенные недостатки:
1) удлиняется ствол скважины;
2) усложняется и удорожается технология проводки скважины; 3) осложняется добыча нефти, особенно при глубинно-насосной эксплуатации скважин.
8.2. Профили наклонных и горизонтальных скважин
В настоящее время наиболее широко применяются трех- и пяти- интервальные профили скважин. Схемы профилей показаны на рис. 8.1.
Рис. 8.1. Типы профилей наклонных скважин
Границы интервалов показаны тонкими горизонтальными линиями. Во всех случаях вначале бурится вертикальный интервал 1, чтобы пройти наиболее слабые поверхностные отложения. Далее следует интервал набора кривизны 2. В случае трехинтервального профиля далее следует либо прямолинейный (рис.8.1,а), либо криволинейный с естественным снижением кривизны (рис.8.1,б) интервал 3. Такие профили применяют при разбуривании однопластовых месторождений.
В случае многопластового месторождения используют пятиинтервальный профиль (см. рис. 8.1,в), так как несколько пластов следует вскрывать вертикальным стволом. В этом случае добавляется интервал 4 снижения кривизны и вертикальный интервал 5, пробуренный через продуктивные пласты. Интервалы 3 и 4 могут быть заменены одним интервалом 4 естественного снижения кривизны (см. рис. 8.1,г). Таким образом приходим к четырехинтервальному профилю.
При бурении горизонтальных скважин также применяют трех- и пятиинтервальные профили, показанные на рис. 8.2.
Трехинтервальный профиль горизонтальной скважины (рис. 8.2,а) отличается от такого же профиля наклонной скважины тем, что третий интервал скважины проводится не поперек, а вдоль по пласту.
Пятиинтервальный профиль характерен тем, что в интервале 4, продолжен набор кривизны, а интервал 5 скважины бурится вдоль по пласту.
8.3. Параметры наклонного ствола скважины и принципы их измерения
Параметры любой точки ствола скважины делятся на две группы: измеряемые и расчетные (координаты). Начало отсчета – точка на поверхности ротора на оси его вращения. Допустим, что надо определить параметры т. М, принадлежащей наклонному участку ствола скважины (рис. 8.3). Для расчета ее координат необходимо измерить три величины. Мысленно строим две вертикальные плоскости: одна проходит через ось ротора и направление на север, другая проходит через ось ротора и через т. М. Двугранный угол А называется азимутом т. М. Азимут отсчитывается от направления на север по часовой стрелке. Угол между вертикалью и касательной к профилю скважины в т. М называется углом искривления скважины или зенитным углом. Кроме того, необходимо измерить расстояние от начала отсчета до т. М по стволу скважины. Координаты z и В определяются расчетом. Третьей координатой является азимут.
Измерение азимута относительно магнитного меридиана основано на принципе магнитной стрелки, а угла искривления – на принципе отвеса. Соответствующий прибор называется инклинометром.
Принципиальная схема измерения углов А и инклинометром показана на рис. 8.3. Основу инклинометра составляют крестообразная рамка 1, установленная с возможностью вращения. Одна часть рамки выполнена эксцентричной с грузом 2, что обеспечивает ее самоустановку в плоскости искривления скважины. На второй симметричной части рамки установлена с возможностью вращения относительно горизонтальной оси буссоль 3 с магнитной стрелкой и датчиком азимута 4. Центр тяжести буссоли смещен вниз, что позволяет ей сохранять горизонтальное положение при любом наклоне оси рамки. В нижней части буссоли установлена стрелка-указатель 5 угла искривления, а в плоскости эксцентричной рамки датчик 6 угла искривления. Датчики 4 и 6 представляют собой электрические сопротивления.
Длинный корпус прибора обеспечивает положение оси вращения рамки параллельное оси скважины. В плоскости искривления скважины находится нуль датчика азимута, а магнитная стрелка показывает на север. При этом стрелка-указатель 5 отклоняется от вертикали на величину угла искривления скважины.
При измерении углов вначале включают электромагниты, прижимающие стрелки к датчикам, а затем включают инклинометр на замер сопротивлений датчиков от нулевых положений до стрелок. При этом показывающий прибор покажет величины углов А и .
При измерениях в скважине инклинометр вначале спускают на максимальную заданную глубину на кабеле. Затем поднимают прибор с остановками для замеров. Остановки делают через каждые 10 или 25 м. Датчик длины кабеля показывает расстояние по стволу до точки замера. Результаты замеров позволяют рассчитать и построить фактический профиль скважины. Стальные инструменты в скважине создают большие помехи для работы магнитных приборов, а поэтому инклинометрия проводится преимущественно в скважине без инструмента.
8.4. Принципы расчета профиля наклонной скважины
Принципы расчета рассмотрим на примере трехинтервального профиля. Расчетная схема приведена на рис. 8.5.
Исходные данные:
zc – глубина скважины по вертикали;
z1 - глубина начала искривления;
В – величина отхода от вертикали.
Рассчитывают R, , длину ствола скважины и координаты точек замера контроля кривизны.
Радиус искривления скважины должен удовлетворять двум условиям:
1) трубы, спускаемые в скважину, не должны испытывать напряжения, превышающие предел текучести σs их материала. Отсюда
, (8.1)
где d – диаметр трубы; Е – модуль Юнга материала трубы; σр – максимальные напряжения растяжения в теле трубы на глубине z1;
2) приборы и глубинные насосы должны проходить по участку набора кривизны без изгиба. Тогда
R2 = , (8.2)
где Ln – длина спускаемого оборудования; dв – внутренний диаметр эксплуатационной колонны; dп – диаметр спускаемого оборудования; k – гарантированный зазор. Из двух величин выбирают больший. Окончательно
R = (1,05…1,10) Rтах.
Величина угла , длина ствола L и координаты точек рассчитываются по правилам геометрии в соответствии с расчетной схемой.
8.5. Инструменты для искривления скважины
Набор кривизны можно производить как при роторном бурении, так и при бурении с забойными двигателями. В последнем случае задача решается наиболее просто, а поэтому в основном и применяется. В качестве отклоняющего приспособления в компоновку нижней части бурильной колонны включается кривой переводник (рис. 8.6).
На одном из концов кривого переводника нарезается резьба под углом до 3,5 к оси его вращения. Переводник
устанавливается между УБТ и забойным двигателем (рис. 8.7,а) или входит в состав забойного двигателя (рис. 8.7,б).
В первом случае (рис. 8.7,а) кривой переводник 1 установлен между УБТ 2 и забойным двигателем 3. Забойный двигатель состоит из собственно двигателя 3 и шпинделя 4, к валу которого присоединено долото 5.
Во втором случае (рис. 8.7,б) кривой переводник 1 установлен между двигателем 3 и шпинделем 4 забойного двигателя, т. е. существенно приближен к долоту 5.
Спущенная в скважину компоновка (рис. 8.7,в) частично разгибается за счет упоров в стенку скважины УБТ 2 и долота 5 и в ней возникает упругий изгибающий момент Му, а на долоте соответствующая ему отклоняющая сила Go. Таким образом, во время бурения на долото действует не только осевая нагрузка G, но и отклоняющая сила Gо, которая обеспечивает искривление скважины. Например, в Башкортостане и Западной Сибири при бурении наклонных скважин интенсивность искривления составляет около 1,5 на 10 м проходки ствола скважины.
8.6. Ориентирование отклонителя в скважине
После спуска отклоняющей компоновки в скважину ее необходимо установить по заданному азимуту. Такая установка называется ориентированием. Ориентирование в вертикальном и наклонном стволе скважины имеет существенные отличия.
Ориентирование в вертикальном стволе осуществляется относительно направления на север. Наиболее простой способ – сориентировать компоновку на поверхности и далее при спуске инструмента проследить ее положение в скважине. Этот способ осуществляется путем переноса меток по колонне во время спуска и называется спуск по меткам. Способ весьма неточный, но не требует никакого специального оборудования и применяется при небольших глубинах начала искривления.
Второй способ – ориентирование с использованием инклинометра. Для его реализации требуется включение в бурильную колонну немагнитных труб. В настоящее время для этой цели выпускают легкосплавные трубы с увеличенной толщиной стенки и соединяемые без стальных замков. Для самоориентирования инклинометра в немагнитной трубе устанавливают наклонный лоток в плоскости действия отклонителя. После спуска инструмента в скважину в нее спускают инклинометр так, чтобы его корпус лег в лоток и принял наклонное положение. Тогда нуль буссоли будет сориентирован в плоскости действия отклонителя. Прибор, включенный на замер, покажет азимут плоскости действия отклонителя.
Точность ориентирования в вертикальном стволе невелика из-за возможных помех, а поэтому первый ориентированный рейс делают с ограниченной проходкой на долото так, чтобы набрать угол кривизны около 5, при котором обеспечивается надежная самоустановка инклинометра.
Ориентирование в наклонном стволе производят относительно плоскости фактического искривления скважины. Для этого измеряют параметры наклонного ствола скважины при отсутствии в ней инструмента, т.е. без возможных помех. Таким образом, получают азимут плоскости искривления скважины с достаточной точностью. При ориентировании не требуется использование немагнитных труб. Принцип определения положения отклонителя в наклонном стволе проиллюстрирован рис. 8.8.
В стенке бурильной трубы устанавливается постоянный магнит (метка), а внутри центрирующий ограничитель спуска инклинометра так, чтобы его стрелка и магнитная метка находились в одной плоскости. Тогда стрелка буссоли северным концом будет направлена на магнитную метку, а нуль – на направление фактического искривления скважины. Прибор, поставленный на замер, покажет величину угла о.
После определения положения отклонителя в скважине проводят расчет угла поворота инструмента ротором для установки отклонителя в заданном направлении. Результаты фиксируются на карточке забойного визирования, как показано на рис. 8.9. Требуемое направление дальнейшего углубления скважины может отличаться от фактического на какой-то угол т. Кроме того, следует учесть, что при работе забойного двигателя происходит закручивание инструмента под действием реактивного момента на некоторый угол р.з., который определяется по номограмме. Тогда требуемый угол поворота инструмента составит:
р = о + т + р.з.. (8.3)
После установки инструмента в требуемом направлении стол ротора стопорится, инструмент перемещается несколько раз вверх-вниз и затем начинается бурение.
8.7. Управление кривизной в процессе бурения
При бурении прямолинейного наклонного ствола или криволинейного с естественным снижением кривизны необходимо обеспечить стабилизацию заданных параметров искривления без ориентирования инструмента в скважине. Для этого используют два метода.
Первый метод – установка стабилизационных колец на конце шпинделя забойного двигателя (рис. 8.10,а). Из рис. 8.10 следует, что вес нележащей на стенке скважины нижней части инструмента создает на долоте направленную вниз силу, которая приводит к естественному снижению зенитного угла скважины. Подбирается диаметр Dс.к.о кольца таким образом, чтобы оно опиралось на нижнюю стенку скважины, а реакция стенки компенсировала вертикальную силу, действующую на долото. В этом случае будет формироваться прямолинейный ствол скважины. Если Dс.к. < Dс.к.о, то при бурении следует ожидать снижение кривизны. Если Dс.к. > Dс.к.о, то при бурении следует ожидать приращение кривизны.
Второй метод - установка центратора на расчетном расстоянии lц от долота (рис. 8.10,б). Если центратор установить в центре тяжести той части компоновки инструмента, которая не лежит на стенке и создает вертикальную силу на долоте, то вертикальная сила, действующая на долото будет скомпенсирована, и следует ожидать формирования прямолинейного ствола скважины. Если центратор установить дальше от долота чем расстояние до центра тяжести, то следует ожидать снижение кривизы, а если ближе – то приращения кривизны. Таким образом, имеется возможность задавать изменение только зенитного угла после подъема инструмента и измерения параметров наклонного ствола.
Задача управления величинами зенитного угла и азимута в процессе бурения решается при использовании телеметрических систем (рис. 8.10,в).
Телеметрическая система и геофизические блоки позволяют измерять зенитный угол скважины и азимут, а также вести геофизические измерения в горных породах в процессе бурения и ориентировать отклонитель без подъема инструмента из скважины. Для исключения магнитных помех в системе используется гироскопический компас. Бурение ведется комбинированным способом, т. е. ротором и винтовым забойным двигателем с отклонителем. Центратор обеспечивает компенсацию отклоняющего усилия от веса компоновки, а калибратор проходимость центратора при вращении долота только винтовым двигателем. Винтовой забойный двигатель вращается всегда, когда осуществляется промывка скважины, а вращение ротором включается по мере надобности. Если вращение долота осуществляется и ротором, и забойным двигателем, то бурение идет без изменения кривизны и азимута. Если сориентировать отклонитель вверх и вращать долото только забойным двигателем, то будет наблюдаться приращение кривизны. Уменьшение кривизны и изменение азимута дальнейшего бурения скважины осуществляют путем соответствующего ориентирования инструмента и вращения долота только забойным двигателем.