5.6. Общие принципы выбора способов и технических средств для предупреждения искривления ствола вертикальных скважин

Исходными данными для выбора способа бурения и средств для его осуществления являются геологические условия проводки скважины, ее конструкция, параметры режима бурения, а также назначение. Следует учитывать, что на эффективность работы компоновки нижней части бурильной колонны влияют: степень устойчивости ствола скважины, износ ОЦЭ, степень уширения ствола скважины, режим бурения, форма поперечного сечения ствола скважины, наличие локальных искривлений.

Выбранные механические решения должны обеспечивать возможность бурения при оптимальном режиме, а также высокое качество ствола скважины, позволяющее успешно осуществлять проводку скважины, спуск обсадной колонны и ее цементирование.

Перед выбором способа бурения и устройства для его осуществления проводится оценка геологических условий. Характеристикой неравномерной буримости пластов в направлении стирания и падения напластования является индекс буровой анизотропии разреза или части разрыва скважины.

Компоновка нижней части бурильной колонны должна:

- при спуске проходить по стволу скважины либо без посадки, либо с посадкой по указывающим приборам не более 10-40 кН, в противном случае скорость спуска следует уменьшить;

- не создавать гидравлических сопротивлений, вызывающих выталкивающий эффект, сказывающийся на уменьшении механической скорости;

- иметь надежные резьбовые и другие соединения.

При выборе типа долота для проводки вертикальной скважины в горных породах, способствующих ее искривлению, необходимо учитывать, что долота подразделяются по степени их влияния на искривление ствола скважины следующим образом (в порядке уменьшения): лопастные, одношарошечные, алмазные, ИСМ, трехшарошечные, многошарошечные.

Если зенитный угол возрос до значений, выводящих забой скважины на проектной глубине за пределы круга допуска, исправление угла искривления должно осуществляться путем применения техники наклонно-направленного бурения с последующей проработкой интервала бурения жесткой компоновкой.

При бурении скважин в особо сложных геологических условиях, когда требуется неоднократная корректировка траектории ствола с помощью отклоняющих компоновок, допускается:

- перенос места монтажа буровой установки и дальнейшее бурение с использованием закономерностей естественного искривления скважин;

- бурение с проектной точки наклонно-направленной скважины с отводом в сторону в азимуте, противоположном азимуту естественного искривления. Величина отхода должна быть такой, чтобы при дальнейшем бурении без отклоняющей компоновки скважина, естественно искривляясь, достигла бы на проектной глубине очередного круга допуска для вертикальной скважины.

5.7. Рекомендации по обеспечению качественной формы ствола скважины

В идеальном виде форма ствола скважины некавернозной скважины может быть представлена в виде круглого цилиндра с постоянным диаметром, ось которого является прямой или монотонно изогнутой. В действительности при бурении скважины любым существующим способом формируется поверхность ствола, которая в той или иной степени имеет искажения, т.е. отклонение от идеальной формы.

Отклонения от идеальной формы ствола можно условно разделить на отклонения, рассматриваемые в поперечном и продольном сечениях в отдельности. В поперечном сечении очертания ствола некавернозной скважины кроме круглой формы могут иметь форму овала, сглаженного многоугольника или содержать одностороннюю желобную выработку.

В продольном сечении ствол некавернозной скважины может иметь условно синусоидальные и винтовые локальные искривления оси при постоянном диаметре, единичные односторонние или разносторонние резкие смещения оси или же уступы, образующиеся в местах резкого изменения формы поперечного сечения.

Локальными называются местные искривления ствола некавернозной скважины такой интенсивности, которые не могут быть воспроизведены бурильными трубами, изгибающимися в пределах упругой деформации.

Отклонение в поперечном и продольном сечениях ствола некавернозной скважины могут привести в процессе ее проводки к следующим нежелательным последствиям:

- повысить сопротивление продвижению КНБК по стволу в момент вращения ее ротором;

- повысить вероятность зависания КНБК;

- увеличить износ ОЦЭ;

- увеличить износ долота по диаметру и тем самым снизить проходку на долото;

- увеличить затраты на калибрование ствола скважины перед последующим рейсом;

- увеличить время на подготовку ствола скважины к спуску обсадных колонн.

О наличии локальных искривлений, уступов, некруглой формы поперечного сечения ствола скважины можно судить по следующим признакам:

- повышению износа долота по диаметру;

- износу козырьков шарошек;

- повышенному износу нижней части рабочих элементов наддолотного калибратора;

- интенсивному торцевому и коническому износу калибраторов вплоть до основания лопасти;

- двухстороннему износу калибратора на конус внизу и сверху.

При выборе конкретных мер и рекомендаций необходимо сначала определить требования к качеству ствола в различных интервалах скважины, учесть опыт проводки скважины в данных условиях, проанализировать вероятность различных осложнений из-за неудовлетворительной формы ствола, а также определить соотношение затрат на ликвидацию возможных осложнений и дополнительных затрат для их предупреждения.

Это соотношение является основным критерием целесообразности применения профилактических мер по улучшению качества ствола скважины при ее бурении. Следует знать, что предупреждение искажения формы ствола достигается быстрее и с меньшими затратами, чем изменение в сторону улучшения первоначальной формы путем калибрования пробуренных интервалов скважин.

Основные рекомендации, направленные на обеспечение качественной формы ствола скважины в процессе бурения, следующие:

1) применять калибраторы со спиральными лопастями, имеющие твердосплавное вооружение рабочих поверхностей;

2) при применении калибраторов с прямыми лопастями следует учитывать, что количество последних должно быть больше, чем шарошек;

3) калибраторы следует присоединять к долоту без промежуточного переводника;

4) длина калибрующей лопасти ОЦЭ l_к должна удовлетворять соотношению:

, (5.8)

где Д - диаметр долота;

5) износ калибратора по диаметру не должен превышать допустимых значений.

Наблюдения за характером износа ОЦЭ позволяют судить об эффективности их применения. Интенсивный износ калибраторов с торца или на конус снизу и сверху свидетельствует о том, что в данных условиях бурения формируются локальные искривления, что требует более эффективных мер по их предупреждению.

Расширение и калибрование призабойного интервала скважины при спуске КНБК с новым долотом следует проводить с ограниченной скоростью, не допуская посадок и заклинок, а в случае необходимости осуществлять проработку ствола строго соблюдая установленные по опыту в конкретных условиях бурения ограничения на скорость проработки и нагрузку на долото.

Калибрование пробуренной скважины для улучшения формы ее ствола при подготовке к спуску обсадной колонны рекомендуется при первом спуске той же компоновкой, которая применялась для бурения, однако она должна иметь в своем составе наддолотный калибратор.

Подготавливать ствол скважины под бурение алмазными долотами необходимо в соответствии с действующей инструкцией.

Гарантией предотвращения желобных выработок является соблюдение проектной траектории ствола скважины, обеспечивающей отсутствие резких перегибов и имеющей незначительные отклонения от вертикали, а также применение промывочной жидкости с параметрами, обеспечивающими устойчивость стенок скважины.

При определении длины направляющего участка L по формуле (5.1) значения Е·I, q и К₁ следует взять из таблиц 5.17-5.19.

Таблица 5.17. Размеры и жесткость турбобуров и УБТ

Тип турбобура	Габаритные размеры		Вес, кг	Коли- чество секций	Жест- кость, Е·I, кН·м2	Вес 1 м турбобу-ра q, кг/м	, м
	диаметр,мм	длина,м
ЗТСНВ9"	235/240	20,80	5110	3	23540	245	21,24
ЗТСШ9"	235/240	33,44	5720	3	23540	244	21,30
ЗТС5Б	215	22,47	4780	3	16628	213	19,85
ЗТС5Б 71/2"	190/195	20,70	3540	3	10300	171	18,21
ЗТСШ 71/2"	190/195	23,83	4120	3	9418	173	17,60
ЗТСШ 71/2" ТЛ	190/195	26,11	4150	3	9418	159	18,11
А7Н4С	190/195	16,00	2610	2	9563	163	18,11

Примечания:

m – масштабный коэффициент длины для перевода размерных величин в безразмерные;

q – вес 1 м турбобура без учета потери веса в промывочной жидкости данной плотности.

Таблица 5.18. Размеры и жесткость УБТ

Диаметр УБТ, мм		Вес 1 м УБТ q, кг/м	Жесткость, Е·I, кНм2	, м
наружный	внутренний
146	68	101	4379	16,31
146	72	98	4323	16,40
178	72	153	9880	18,63
178	80	152	9737	18,59
178	90	143	9488	18,81
203	80	209	16759	20,02
203	90	199	16607	20,30
229	90	268	27146	21,64
229	100	255	26800	21,91
254	100	330	41080	23,20
254	127	291	39460	23,86

Таблица 5.19. Значение коэффициента К₁, учитывающего плотность промывочной жидкости

Плотность раствора, кг/м3	К1	Плотность раствора, кг/м3	К1	Плотность раствора, кг/м3	К1
1000	0,8728	1400	0,8219	1800	0,7710
1100	0,8601	1500	0,8090	1900	0,7583
1200	0,8473	1600	0,7964	2000	0,7455
1300	0,8346	1700	0,7837

Контрольные вопросы

1. Какая скважина считается вертикальной?

2. Запишите условие, которому должен удовлетворять расчет жесткой КНБК.

3. Укажите основные мероприятия, обеспечивающие предупреждение искривления скважины при монтаже вышки и оборудования.

4. Укажите основные мероприятия, обеспечивающие предупреждение искривления скважины при забуривании ствола скважины.

5. Укажите способы предупреждения искривления ствола вертикальной скважины.

6. Перечислите основные узлы агрегата реактивно-турбинного бурения.

7. Перечислите основные узлы агрегата для ступенчатого бурения.

8. В чем состоят особенности бурения скважин с КНБК, включающими опорно-центрирующие элементы?

9. Изобразите расчетную схему оптимизированной жесткой КНБК с двумя центраторами.

10. Перечислите основные причины, вызывающие искривление ствола вертикальной скважины.