Трехточечная геометрия

Верхний стабилизатор

Верхний стабилизатор

Нижний стабилизатор

Нижний стабилизатор

Из этого следует, что расчетная интенсивность отклонения зависит от угла наклона переводника AKO и длин L₁ и L₂ (см. рис.).

Данный анализ, несомненно, весьма упрощен и не учитывает различные действующие силы, включая силы, приводящие к отклонению двигателя. Таким образом, на практике может наблюдаться некоторое несоответствие расчетным величинам, указанным в Разделе 5 руководства по двигателю NaviDrill.

Таблицы углов наклона переводника AKO для расчетных величин интенсивности отклонения приведены в Разделе 5 руководства по двигателю Navi-Drill.

7.4	Выбор двигателя

Типоразмер двигателя

При выборе типоразмера двигателя в зависимости от требуемого диаметра скважины следует руководствоваться следующей таблицей.

Диаметр скважины, дюймы	Диаметр двигателя, дюймы
5-7/8 до 7-7/8	4-3/4
7-7/8 до 9-7/8	6-1/2 или 6-3/4
9-7/8 до 12-1/4	8
12-1/4 до 17-1/2	9-1/2
17-1/2 до 26	11-1/4

Для выполнения переходных интервалов скважины (9-7/8, 12-1/4 и 17-1/2 дюйма) рекомендуется использовать двигатели большего диаметра при условии, что соблюдены другие факторы.

7.5	Угол наклона

Требуемый угол наклона и выбор метода отклонения двигателя, как правило, зависят от планируемой траектории скважины и ее характеристик.

 Для зарезки наклонного или бокового ствола необходимо обеспечить большой угол наклона. В режиме направленного бурения выбранный угол наклона должен обеспечивать более высокую интенсивность отклонения, чем указано на плане скважины. При обеспечении более высокой интенсивности отклонения возможно чередование интервалов, выполняемых в режиме направленного и роторного бурения. Высокая интенсивность набора кривизны может быть снижена за счет увеличения интервала скважины, выполняемого в роторном режиме. Как правило, при переходе из режима направленного бурения в роторный режим скорость проходки значительно повышается. Исходя из практического опыта, выбранный угол наклона, в принципе, должен обеспечивать максимальную интенсивность отклонения, как минимум в 1,25 раз превышающую величину, показанную на плане. При этом следует помнить, что при определении расчетной геометрической интенсивности отклонения (TGDS) принимается, что ориентация рабочей плоскости инструмента не изменяется. Это достаточно сложно обеспечить на практике, в частности, при высоком крутящем моменте. Ввиду постоянного изменения ориентации инструмента фактическая интенсивность искривления будет ниже планируемой.

 При возможности выбора следует отдавать предпочтение инструменту, рассчитанному на обеспечение более высокой интенсивности отклонения, что позволит повысить эффективность бурения за счет снижения требований к режиму направленного бурения.

 При выполнении участка набора кривизны или прямолинейной скважины для снижения износа долота бурение рекомендуется производить с меньшим углом наклона. При этом угол наклона выбирается с учетом необходимости последующей ориентации и с целью исключения возможных проблем при направленном бурении.

7.6	Первый стабилизатор бурильной колонны

Как правило, стабилизатор колонны устанавливается либо непосредственно над двигателем, либо между двигателем и стабилизатором на укороченной УБТ. Данный стабилизатор используется для следующих целей:

 образует третью точку контакта компоновки со стволом скважины;

 обеспечивает прогнозируемое поведение компоновки при направленном бурении;

 центрирует бурильную колонну в скважине.

7.6.1

Размещение первого стабилизатора бурильной колонны

Обычно данный стабилизатор устанавливается непосредственно над двигателем. Исходя из трехточечной геометрии, увеличение длины L за счет установки первого стабилизатор колонны выше по колонне приводит к уменьшению расчетной геометрической интенсивности отклонения. Данное предположение не всегда верно на практике. Было выявлено, что смещение стабилизатора вверх по колонне может затруднить зарезку наклонного ствола из вертикального участка. Однако после того, как удается достичь определенного отклонения ствола от вертикали, данная компоновка зачастую обеспечивает интенсивность набора кривизны, превышающую расчетную геометрическую интенсивность отклонения. На участках с большим радиусом кривизны либо на участках спада угла наклона увеличение длины L приведет к уменьшению интенсивности отклонения, как и прогнозируется в теории. При использовании двигателей XL стабилизатор колонны должен устанавливаться непосредственно над двигателем.

Следует отметить, что некоторые двигатели XL оснащаются корпусом со стабилизатором, устанавливаемым по его центру. Это обусловлено тем, что ввиду большой длины двигатели XL имеют тенденцию к прогибу и могут обеспечивать набор кривизны в режиме роторного бурения. Стабилизаторы на корпусе двигателя устраняют данную тенденцию.

7.6.2

Диаметр и конструкция

Диаметр первого стабилизатора колонны не должен превышать диаметр стабилизатора корпуса подшипника. Рекомендуется использовать первый стабилизатор такой же конструкции, как и у стабилизатора корпуса подшипника.

7.6.3

Выбор диаметра первого стабилизатора бурильной колонны для режима направленного бурения

При использовании первого стабилизатора с меньшим диаметром, чем у стабилизатора корпуса подшипника, и ориентации инструмента вверх интенсивность отклонения при направленном бурении возрастет.

При использовании первого стабилизатора с меньшим диаметром, чем у стабилизатора корпуса подшипника, и ориентации инструмента вниз интенсивность отклонения при направленном бурении снизится.

Чем меньше диаметр первого стабилизатора колонны, тем сильнее будет соответствующий эффект в каждом из описанных случаев.

При выполнении простого поворота ствола скважины фактическая интенсивность отклонения будет максимально приближена к расчетному значению (с ориентацией инструмента на 90 вправо или влево).

7.6.4

Выбор диаметра первого стабилизатора бурильной колонны для режима роторного бурения

В большинстве случаев диаметр первого стабилизатора колонны выбирается с учетом обеспечения требуемой траектории в режиме роторного бурения. Новые двигатели XL, как правило, обеспечивают набор кривизны в режиме роторного бурения, поэтому при использовании данных двигателей первый стабилизатор колонны должен иметь такой же диаметр, как и стабилизатор корпуса подшипника.

Результаты полевых наблюдений показывают, что при использовании двигателей стандартной длины (MIC, MIP, MIP/HF, MIX) для выполнения ствола с выдерживанием угла отклонения в режиме роторного бурения следует применять неполноразмерный первый стабилизатор колонны.

Выбор диаметра первого стабилизатора колонны зависит от характеристик пластов и угла отклонения ствола скважины от вертикали.

Для определения требуемого диаметра первого стабилизатора колонны при необходимости выполнения прямолинейного наклонного ствола (с использованием двигателей стандартной длины, оснащенных регулируемыми кривыми переводниками) может использоваться следующая таблица.

Диаметр ствола, дюймы	Диаметр первого стабилизатора бурильной колонны, дюймы
8-1/2	8 до 8-3/8
9-7/8	9-1/8 до 9-5/8
12-1/4	11-3/4 до 12
14-3/4	14-1/8 до 14-1/2
17-1/2	16 до 17

Нижеприведенная таблица содержит общие рекомендации по величинам, на которые следует уменьшить диаметр первого стабилизатора колонны при необходимости выполнения участка с существенной интенсивностью набора кривизны (минимум 0,25/100 футов) при бурении наклонно-направленной скважины в роторном режиме.

Диаметр ствола, дюймы	Значение уменьшения диаметра первого стабилизатора бурильной колонны, дюймы
8-1/2	1/8
12-1/4	1/4
17-1/2	3/8

Примечание. Данные таблицы не распространяются на двигатели XL.

7.7	Типовые КНБК

Ниже показаны примеры компоновок с управляемыми двигателями, которые могут использоваться для бурения типовых наклонно-направленных скважин.

Описанная ниже компоновка предназначена для роторного бурения скважины диаметром 17‑1/2 дюйма с выдерживанием угла отклонения:

 17-1/2 дюйм. долото для твердых пород,

 11-1/4 дюйм. двигатель Mach IP с переводником AKO и стабилизатором корпуса подшипника диаметром 17-1/4 дюйма,

 16-1/2 дюйм. стабилизатор бурильной колонны,

 переводник с обратным клапаном,

 9-1/2 дюйм. немагнитная УБТ,

 9-1/2 дюйм. УБТ с системой ИПБ,

 16-1/2 дюйм. немагнитный стабилизатор,

 9-1/2 дюйм. немагнитных УБТ,

 переводник,

 две 8 дюйм. стальные УБТ (для увеличения или уменьшения длины при необходимости),

 ясы,

 8 дюйм. стальная УБТ,

 переводник,

 толстостенная бурильная труба (требуемой массы для обеспечения нагрузки на долото).

Примечание. Данная типовая КНБК предназначена для зарезки наклонного ствола скважины диаметром 17‑1/2 дюйма и выполнения участка до глубины установки обсадной колонны диаметром 13‑3/8 дюйма. При использовании системы D-RAW (программа поправки на помехи магнитного поля) немагнитные УБТ могут быть заменены на стальные УБТ.

Описанная ниже компоновка предназначена для роторного бурения скважины диаметром 17‑1/2 дюйма с набором кривизны:

 17-1/2 дюйм. долото PDC,

 11-1/4 дюйм. двигатель Mach 1P с переводником AKO и стабилизатором корпуса подшипника диаметром 17-1/4 дюйма,

 переводник,

 12-1/4 дюйм. первый стабилизатор бурильной колонны,

 переводник с обратным клапаном,

 9-1/2 дюйм. немагнитная УБТ,

 9-1/2 дюйм. УБТ с системой ИПБ,

 16-1/2 дюйм. немагнитный стабилизатор,

 две 9-1/2 дюйм. немагнитные УБТ,

 переводник,

 две 8 дюйм. стальные УБТ (для увеличения или уменьшения длины при необходимости),

 ясы,

 8 дюйм. стальная УБТ,

 переводник,

 толстостенная бурильная труба (требуемой массы для обеспечения нагрузки на долото).

Данная компоновка предназначена для обеспечения интенсивности набора кривизны порядка 2/100 футов при роторном бурении.

Описанная ниже компоновка предназначена для роторного бурения скважины диаметром 12‑1/4 дюйма с выдерживанием угла отклонения:

 12-1/4 дюйм. долото,

 9-1/2 дюйм. двигатель Mach 1P или двигатель P/HF с переводником AKO и стабилизатором корпуса подшипника диаметром 12-1/8 дюйма,

 переводник,

 12 дюйм. первый стабилизатор бурильной колонны,

 8 дюйм. немагнитная УБТ,

 8 дюйм. УБТ с системой ИПБ,

 12 дюйм. немагнитный стабилизатор,

 две 8 дюйм. немагнитные УБТ,

 ясы,

 8 дюйм. стальная УБТ,

 переводник,

 толстостенная бурильная труба (требуемой массы для обеспечения нагрузки на долото).

Ниже приведен пример компоновки для бурения скважины диаметром 12‑1/4 дюйма с использованием двигателя XL.

 12-1/4 дюйм. долото для твердых пород,

 9-1/2 дюйм. двигатель Mach 1XL со стабилизатором корпуса подшипника диаметром 12‑1/8 дюйма,

 переводник,

 12-1/8 дюйм. первый стабилизатор бурильной колонны,

 8 дюйм. немагнитная УБТ,

 8 дюйм. УБТ с системой ИПБ,

 12 дюйм. немагнитный стабилизатор,

 две 8 дюйм. немагнитные УБТ,

 ясы,

 8 дюйм. стальная УБТ,

 переводник,

 толстостенная бурильная труба (требуемой массы для обеспечения нагрузки на долото).

7.7.1

Общие конструктивные особенности КНБК с управляемым двигателем

Ниже приведены типовые характеристики КНБК с управляемым двигателем, позволяющие снизить затяжки в режиме направленного бурения и уменьшить вероятность прихвата:

1. минимальное количество стабилизаторов в КНБК;

2. неполноразмерные стабилизаторы оптимальной формы (рассмотрены в пунктах 7.2.5 и 7.6.2);

3. минимальное количество УБТ;

4. минимально возможная общая длина КНБК.

7.8	Инструкции и рекомендации по эксплуатации

В данном пункте рассматриваются некоторые практические инструкции, а также ряд общих рекомендаций по эксплуатации систем с управляемым двигателем с переводником АКО.

7.8.1

Регулировка угла наклона переводника AKO муфтового типа

1. Зажать муфту (2) и отсоединить муфту от нижней трубы (3). Отвернуть нижнюю трубу (3) за один оборот.

2. Удерживая муфту (2), повернуть верхнюю трубу (1) на требуемый угол.

3. Высвободить верхнюю трубу (1) и привинтить нижнюю трубу (3) с требуемым моментом затяжки, удерживая при этом муфту (2).

4. Высвободить муфту (2). Зажать нижнюю трубу (3) и верхнюю трубу (1) и проверить момент затяжки обеих труб.

5. При несовпадении меток направления угла наклона повторить операции для обеспечения требуемого положения.

7.8.2

Регулировка угла наклона переводника AKO шайбового типа

1. Зафиксировать инструмент на роторном столе при помощи шлипсов на корпусе подшипника. В целях предосторожности обернуть шлипсы брезентом.

2. Установить задний трубный ключ на корпус подшипника, а передний ключ на соединительную трубу непосредственно над кольцом с твердосплавным покрытием и разобрать соединение. Снять задний ключ.

3. Осторожно повернуть роторный стол по часовой стрелке, раскрутить соединение примерно на 3/4 дюйма до образования зазора, необходимого для установки выбранного типа шайб.

4. Снять ранее установленные шайбы (если есть). Установить шайбы, как показано на рис. 3‑3.

5. Установить задний трубный ключ на муфту и осторожно повернуть роторный стол против часовой стрелки до полного свинчивания соединения.

6. Установить передний трубный ключ на корпус подшипника и затянуть соединение с моментом затяжки, указанным в руководстве на двигатель Navi-Drill. Убедиться в том, что метки направления угла наклона совпадают. В противном случае для совмещения меток можно затянуть соединение с большим моментом.

Примечание. На резьбы переводника AKO категорически запрещается наносить резьбовые герметики.

		Регион: Великобритания Сертификат технического переоснащения
	Изделие: Буровой инструмент		№ 33
	Цель: Регулировка (модификация) переводника AKO размером 4‑3/4 дюйма с регулировочными вкладышами для двигателя Navi‑Drill™
	Рассылка: специалисты по наклонно-направленному бурению, координаторы по отбору керна, инженеры-бурильщики, технический руководитель, руководители буровых работ, руководитель мастерской (Bob Nome).
	НАСТОЯЩИЙ СЕРТИФИКАТ ТЕХНИЧЕСКОГО ПЕРЕОСНАЩЕНИЯ ЗАМЕНЯЕТ СЕРТИФИКАТЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ПЕРЕОСНАЩЕНИЯ №№ 19 И 20 ПО РЕГУЛИРОВКЕ ПЕРЕВОДНИКА AKO РАЗМЕРОМ 4-3/4 ДЮЙМА С РЕГУЛИРОВОЧНЫМИ ВКЛАДЫШАМИ ДЛЯ ДВИГАТЕЛЯ NAVI-DRILL™ Введение В настоящее время используется два типа подшипниковых узлов, которые позволяют производить регулировку переводника AKO при помощи регулировочных вкладышей. В настоящем Сертификате технического переоснащения содержится следующая информация:  конструктивные отличия данных двух типов подшипников;  описание регулировочных вкладышей для каждого типа подшипников;  инструкции по регулировке переводника AKO с указанием момента затяжки каждого соединения. Отличительные особенности разных типов подшипников В настоящем разделе рассматривается два типа подшипников: ND4-5S и ND4-6. ND4-5S Подшипник данного типа является наиболее распространенным в настоящее время и должен являться стандартной заменой для других типов используемых подшипников. Наличие в компоновке данного подшипника можно определить по двум признакам: 1. максимальный угол наклона переводника AKO — 3,2; 2. наружный диаметр инструмента под установленной под углом соединительной трубой (т. е. в верхней части корпуса подшипника) — 4-7/8 дюйма. ND4-6 В настоящий момент (на момент подготовки Сертификата о техническом переоснащении) используется только две марки подшипника данного типа. Они должны быть выведены из эксплуатации в кратчайшие сроки — не обязательно незамедлительно. Данный тип подшипника обеспечивает максимальный угол наклона переводника AKO 2,5. При его использовании наружный диаметр компоновки под установленной под углом соединительной трубой составляет 4-3/4 дюйма. Данный тип подшипника используется только в некоторых двигателях модели M2PXL Navi-Drill™.
	>c\users\common\updates\drilling\tech33.pm5

	Регулировочные вкладыши Для указанных выше двух типов подшипников предусматривается два типа вкладышей. Характеристики данных вкладышей указаны в прилагаемых к документу таблицах 1 и 2. Операции регулировки переводника AKO См. рисунки 1 и 2, прилагаемые к документу.  Определить требуемый тип подшипника.  Убедиться, что с инструментом поставлен требуемый комплект вкладышей.  Выбрать вкладыши для требуемого угла наклона. Вкладыши должны быть промаркированы с внутренней стороны. Если маркировка непонятна, при выборе размера следует руководствоваться таблицами 1 и 2.  Отсоединить установленную под углом соединительную трубку от корпуса подшипника. Внимание. Верхний трубный ключ должен устанавливаться непосредственно над поверхностью с твердосплавным покрытием — допускается установка ключа с небольшим нахлестом на статор/соединительную трубу.  Развинтить соединение до получения зазора, необходимого для снятия установленных вкладышей и установки новых (приблизительно 3/4 дюйма).  Заменить установленные вкладыши на новые и собрать соединение со следующим моментом затяжки: СМ. РАЗДЕЛ 10.6 «РУКОВОДСТВА ПО МОМЕНТАМ ЗАТЯЖКИ ДЛЯ СПЕЦИАЛИСТОВ ПО НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОМУ БУРЕНИЮ ДЛЯ ВЕЛИКОБРИТАНИИ».  Фактический угол наклона определяется по меткам на инструменте.
	Разработал: Радж Фернандес (Raj Fernandez)	Подпись			16/10/96
		Подпись			Дата
	Утвердил: Рей Ньютон (Ray Newton)	Подпись			16/10/96
		Подпись			Дата
	>c\users\common\updates\drilling\tech33.pm5

	Ширина
		УГОЛ	Ширина
			мм	дюйм
		0,00	4,00	0,157
		0,50	4,20	0,165
		0,80	4,32	0,170
		1,20	4,49	0,177
		1,50	4,62	0,182
		1,80	4,76	0,187
		2,10	4,91	0,193
		2,30	5,02	0,198
		2,50	5,14	0,202
		2,80	5,36	0,211
		3,20	6,00	0,236
	Таблица 1 Маркировка вкладышей диаметром 4-3/4 дюйма в зависимости от угла наклона для подшипника типа ND4-5S
	>c\users\common\updates\drilling\tech33.pm5

	Ширина
		УГОЛ	Ширина
			мм	дюйм
		0,00	3,95-4,05	0,157
		0,25	4,08-4,18	0,163
		0,60	4,26-4,36	0,170
		1,00	4,47-4,57	0,178
		1,30	4,65-4,75	0,185
		1,50	4,77-4,87	0,190
		1,70	4,90-5,00	0,195
		2,00	5,13-5,23	0,204
		2,30	5,44-5,54	0,216
		2,50	5,95-6,05	0,236
	Таблица 2 Маркировка вкладышей диаметром 4-3/4 дюйма в зависимости от угла наклона для подшипника типа ND4-6
	>c\users\common\updates\drilling\tech33.pm5

7.8.3

Подготовительные операции на буровой площадке перед спуском в скважину

1. Проверить комплектность и составить схему ловильных работ для инструмента компании INTEQ, используемого в КНБК.

2. Проверить состояние, размеры и тип соединений инструмента.

3. Поднять двигатель с переводником AKO на буровую площадку при помощи подходящих грузоподъемных механизмов, руководствуясь соответствующими инструкциями.

4. Снять резьбовую защиту с муфты долота и зафиксировать двигатель на роторном столе. При этом всегда следует использовать предохранительные хомуты, вкладыши роторного стола и шлипсы требуемого размера. Резьбовая защита муфты долота двигателей Navi-Drill, оснащенных разъемными переводниками AKO, поставляется в комплекте с вкладышами для регулировки переводника AKO.

5. На данном этапе должны быть проведены следующие проверки перед спуском.

a) Навинтить двигатель Navi-Drill на ведущую трубу или верхний привод (как правило, с системой ИПБ).

b) Опустить двигатель ниже уровня роторного стола так, чтобы муфта долота двигателя была видна. (Если двигатель оснащен перепускным клапаном, его следует опускать таким образом, чтобы сначала ниже уровня роторного стола были опущены отверстия клапана, которые должны быть при этом видны).

с) После этого может быть начата циркуляция жидкости — повысить скорость подачи до 50% от максимального расхода на двигателе. (Если двигатель оснащен перепускным клапаном, необходимо проверить, что он закрывается и направляет жидкость через перепускные отверстия.) После этого следует поднять двигатель на такую высоту, чтобы был виден переводник долота.

d) Проверить плавность вращения переводника долота. Кроме того, следует проверить наличие протечек между ведущим переводником и корпусом радиального подшипника. Данные протечки являются нормальным явлением и свидетельствуют о надлежащей смазке подшипника. Однако при пробной прокачке без установленного долота протечки жидкости между переводником долота и корпусом подшипника должны быть минимальными.

e) После этого компоновка может быть опущена для проверки работы системы ИПБ на поверхности. Время работы насоса при нахождении компоновки на поверхности должно быть сведено к минимуму.

Примечание. В случае если исправность двигателя при его работе на поверхности вызывает сомнения, следует установить новый двигатель.

6. Установить бурильную колонну так, чтобы переводник долота располагался выше уровня роторного стола, и измерить расстояние между переводником долота и корпусом нижнего радиального подшипника, а полученное значение записать. Медленно отвести переводник долота в одну из сторон роторного стола и уменьшить нагрузку. Снова измерить зазор и записать полученное значение, убедившись, что люфт имеет допустимое значение. Данные параметры указаны в руководстве на двигатель Navi-Drill (Глава 4 «Рабочие характеристики»).

		Наклонная соединительная труба		Регулировочные вкладыши	Регулировочное кольцо	Корпус подшипника				Рис. 1 Переводник AKO с вкладышами диаметром 4-3/4 дюйма
			Зона захвата	Кольцо с твердосплав-ным покрытием			Зона захвата			Рис. 2 Разрез переводника AKO с вкладышами диаметром 4-3/4 дюйма
	>c\users\common\updates\drilling\tech33.pm5

7. Привинтить долото к переводнику долота с использованием соответствующей резьбовой смазки, требуемого крутящего момента и приспособления для навинчивания и отвинчивания долота.

8. Установить требуемый угол наклона переводника AKO, руководствуясь инструкциями, приведенными в п.п. 7.8.1 и 7.8.2.

9. Совместить метку верхней стороны переводника AKO с меткой на инструменте ИПБ и проконтролировать измерения углового смещения между меткой инструмента ИПБ и верхней стороной переводника AKO, проводимые инженером по ИПБ. Выполнить собственные измерения. Проверить соответствие величины и знака (+/-), полученных в ходе собственных измерений, результату измерения, проведенного инженером по ИПБ. Убедиться, что в компьютер (компьютеры) введено правильное значение.

7.8.4

Спуск в скважину

1. При наличии препятствий в стволе для предотвращения повреждений долота и двигателя компоновка должна спускаться медленно.

2. Рекомендуется периодически заполнять трубу жидкостью. При этом должна поддерживаться низкая скорость прокачки, а насосы должны останавливаться при первом признаке повышения давления.

3. Циркуляция может прерываться через определенные интервалы для исключения засорения насадок долота и перепускного клапана. При остановке циркуляции труба должна подниматься или медленно вращаться для предотвращения повреждения обсадной колонны или ствола в результате вращения долота в одной точке.

4. Перед началом бурения необходимо промыть/расширить участок скважины длиной 30 футов для удаления осколков породы и предотвращения возможных проблем. Спуск на забой не должен производиться с максимальным расходом.

5. При наличии неровностей, препятствий, риска обрушения или сужений в стволе скважины данные участки должны расширяться с использованием соответствующего метода.

6. В некоторых случаях при спуске может потребоваться проведение сейсмокаротажа или геодезической съёмки. При проведении данных исследований не следует оставлять компоновку в одном месте на длительное время ввиду риска зарезки бокового ствола. Также не следует проводить геодезическую съемку на участках скважины большой кривизны.

7.8.5

Подъем из скважины

1. Подача утяжеленного или высоковязкого шлама может привести к тому, что перепускной клапан не откроется, и компоновка будет подниматься «во влажных условиях».

2. Перед подъемом из скважины ствол должен промываться до выхода чистой жидкости (не только для поднятия шлама с забоя) под контролем руководителя буровых работ.

3. При обнаружении сужений в процессе подъема может потребоваться проведение промывки или расширения ствола.

7.9	Рекомендации по зарезке наклонного ствола с использованием управляемого забойного двигателя

 Во избежание застревания компоновки и других проблем в начале операции зарезки наклонного ствола первый стабилизатор колонны должны находиться на необсаженном участке ствола (ниже обсадной колонны).

 Следует помнить, что при использовании двигателя с переводником AKO в вертикальных или практически вертикальных скважинах фактическое искривление может быть меньше расчетного значения.

 На начальном этапе зарезки наклонного ствола из вертикальной скважины стабилизатор может застрять в скважине. Такой риск существует до выполнения наклонного интервала и (или) прохождения первого стабилизатора колонны в искривленный участок направленной скважины.

 При зарезке наклонного ствола первоначально следует выполнить интервал длиной 60 футов и, как правило, первый наклонный прямолинейный участок. Для прогнозирования траектории последующих интервалов, выполняемых в режиме направленного/роторного бурения, необходимо непрерывно контролировать фактическую интенсивность отклонения.

 После достижения некоторого угла отклонения каждый прямолинейный участок частично пробуривается в режиме направленного бурения и частично в роторном режиме. Соотношение длин участков, выполняемых в данных двух режимах, зависит от требуемой интенсивности набора кривизны.

7.10	Направленное бурение

Рекомендации

1. При работающих в требуемом режиме насосах труба должна расхаживаться до устранения скручивающего момента. Наилучшие результаты достигаются при расхаживании трубы с постоянной средней или высокой скоростью. Для предотвращения образования уступов в стволе и размыва расстояние между долотом и забоем не должно быть менее 5‑10 футов.

2. При этом следует измерить давление над забоем, а также значения нагрузки на крюк при подъеме и спуске для определения величины затяжки в стволе.

3. После устранения скручивающего момента труба должна быть повернута в требуемом направлении. На роторном столе или вкладышах под ведущую трубу должны быть сделаны соответствующие метки. Ориентация должна определяться с учетом компенсации на прогнозируемый реактивный момент при бурении. На малых глубинах начальная ориентация инструмента должна определяться с учетом требуемой ориентации при бурении и прогнозируемого реактивного момента. На больших глубинах, где наблюдается более существенное отклонение инструмента, инструмент первоначально должен ориентироваться с поворотом на 90% вправо от требуемой при бурении ориентации путем поворота бурильной колонны по часовой стрелке на несколько оборотов. После начала бурения и возникновения реактивного момента, возможно, потребуется снова повернуть бурильную колонну для обеспечения требуемой ориентации.

4. При ориентировании трубу следует повернуть вправо при условии, что угол поворота составляет не менее 90° влево от текущего положения. Затем необходимо расхаживать бурильную колонну, чтобы обеспечить поворот КНБК.

5. После достижения требуемой ориентации необходимо подсоединить бурильную трубу. На бурильной трубе следует поставить метку, соответствующую метке на роторном столе, и убедиться, что ориентация не нарушена.

6. Затем следует спустить данное соединение в скважину и зафиксировать роторный стол после установки вкладышей под ведущую трубу. Если при спуске следует поддерживать низкий расход, необходимо следить за тем, чтобы ориентация не была нарушена.

7. Направленное бурение может быть начато после вывода насосов на режим рабочей прокачки и ориентации инструмента. Увеличение нагрузки на долото приведет к увеличению давления нагнетания и реактивного момента.

8. Давление нагнетания должно поддерживаться на постоянном уровне, а ориентация инструмента должна, при необходимости, корректироваться путем поворота роторного стола или верхнего привода на требуемый угол. При этом следует пометить значение давления на забое и перепад давления на двигателе.

9. Во время работы долота оператор должен проверять свободное перемещение компоновки по стволу. Достаточно трудно устранить начальные затяжки, вследствие чего застревание стабилизатора приводит к увеличению нагрузки.

7.11	Контроль азимута ствола

Режим роторного бурения

При роторном бурении с использованием управляемых объемных двигателей азимут ствола практически не меняется.

Характер падения и простирания пласта влияет на склонность двигателя к отклонению от заданной траектории.

Управляемые буровые системы подчиняются общему правилу наклонно-направленного бурения: увеличение частоты вращения роторных систем снижает склонность компоновки к изгибанию.

Режим направленного бурения

Изменения азимута наиболее эффективно обеспечиваются в режиме направленного бурения.

Ввиду стабилизации двигателя для выполнения максимального поворота ствола в горизонтальной плоскости без изменения угла отклонения от вертикали рабочая плоскость инструмента может быть повернута на 90 вправо или влево от верхней стенки ствола (стандартная проблема при использовании двигателя с кривым переводником в рыхлых породах).

При ориентации инструмента для выполнения поворота фактическая интенсивность искривления может снижаться в случае использования неполноразмерного стабилизатора колонны.

7.12	Факторы сопротивления («затяжки») бурильной колонны и стабилизаторов

Застревание бурильной колонны при направленном бурении будет приводить к снижению скорости проходки и может сделать дальнейшее бурение невозможным. Сопротивление зависит от следующих факторов (с указанием возможных корректирующих мер):

1. Трение о стенки ствола в разбуриваемой породе

Данное явление практически невозможно устранить. При невозможности управления направлением бурения необходимо расширить ствол и повторить операцию. При необходимости, следует пробурить интервал длиной несколько футов в роторном режиме и повторить операцию.

2. Количество, форма и диаметр стабилизаторов колонны

Бурильная колонна должна быть спроектирована таким образом, чтобы свести к минимуму затяжки. Стабилизаторы должны использоваться, только если они необходимы. При возможности стабилизаторы должны иметь бочкообразную форму и прямые лопасти. Следует использовать неполноразмерные стабилизаторы. Необходимо рассмотреть возможность использования гладких КНБК в случаях, когда скольжение компоновки может быть затруднено. Компоновку следует оснащать только необходимыми компонентами (УБТ, толстостенная бурильная труба, переводники).

3. Угол наклона переводника AKO

В некоторых случаях, в частности, в скважинах малого диаметра, КНБК может застревать в изгибах ствола. Для выполнения искривления требуемого радиуса необходимо обеспечить соответствующий угол наклона переводника AKO. Не рекомендуется устанавливать больший угол наклона, чем фактически требуется.

4. Тип и смазывающая способность бурового раствора

Данный фактор должен приниматься во внимание на этапе проектирования скважины. При вероятности возникновения проблем со скольжением компоновки по стволу рекомендуется использовать буровой раствор на нефтяной основе. При возникновении проблем со скольжением компоновки следует проконсультироваться со специалистом компании и инженером по буровому раствору. Они могут порекомендовать использование некоторых присадок для повышения смазывающей способности бурового раствора.

5. Скопление выбуренной породы

Иногда вокруг КНБК могут скапливаться обломки выбуренной породы, мешающие скольжению компоновки в процессе бурения. Это особенно характерно для скважин с большим углом отклонения, выполняемых с низкой скоростью проходки в местах искривления ствола. Для удаления препятствий зачастую требуется пробурить участок длиной не менее 5 футов до подъема колонны с забоя и промывки или расширения забоя. Аналогичные последствия может иметь скопление обломков породы вверх по стволу, образующееся в результате ненадлежащей очистки ствола. В этом случае можно выполнить рейс для очистки ствола.

6. Геометрия ствола скважины

Трение буровой компоновки о стенки скважины зависит от степени искривления ствола и наличия резких искривлений. Данный фактор также должен приниматься во внимание на этапе проектирования скважины. Для снижения степени влияния данного фактора необходимо свести к минимум резкие изгибы ствола и поддерживать требуемую ориентацию инструмента. Некоторые пласты состоят из множества тонких слоев различной твердости, при бурении которых на стенках ствола образуются неровности. Данные неровности могут приводить к застреванию стабилизаторов, поэтому для обеспечения последующего бурения со скольжением компоновки может потребовать расширение ствола.

7.13	Факторы осевого сопротивления

Осевое сопротивление осложняет продвижение компоновки в режиме направленного бурения. При этом компоновка либо вообще не спускается по стволу, либо спускается, замедляя скорость двигателя. Существует несколько способов решения данной проблемы.

1. Существует два основных метода разгрузки бурильной колонны, основанных на использовании механической системы торможения и системы торможения ELMAGO. При этом осуществляется либо непрерывная подача колонны в скважину с очень малой скоростью (т. е. непрерывный спуск), либо подача с периодическими остановками. Зачастую один из методов является более приемлемым для определенной ситуации, поэтому следует опробовать оба метода. При этом также не рекомендуется использовать электрическую систему торможения. Ее включение сопровождается более сильным толчком колонны, который может передаваться вниз по стволу.

2. При этом следует обеспечить оптимальный расход бурового раствора. Более высокий расход повышает мощность двигателя и качество очистки ствола. Движение бурового раствора по бурильной колонне и через щели в ней приводит к образованию значительной гидравлической осевой нагрузки, которая возрастает по мере увеличения расхода. Следует помнить о последствиях превышения расхода, как, например, срабатывание средств отключения насосов бурового раствора по расходу, максимально допустимом расходе для средств ИПБ и двигателей, турбулентности потока вокруг УБТ и т. д.

3. В некоторых случаях, когда компоновка застревает в скважине, можно резко и кратковременно повысить скорость нагнетания насоса для мгновенного преодоления силы трения и проталкивания компоновки вниз по стволу. При первом включении насосов бурильная колонна растягивается, поэтому данное резкое повышение расхода может привести к большему удлинению колонны. При использовании данного метода также необходимо соблюдать меры предосторожности, описанные в предыдущем пункте. Перед применением данного метода следует проконсультироваться с бурильщиком и буровым мастером.

4. Для устранения данной проблемы следует приподнять колонну, но так, чтобы долото оставалось на забое. В скважинах большой глубины для подъема долота с забоя колонна порой должна быть поднята на 15 футов. В скважине глубиной 10 000 футов долото начнет подниматься только после того, как колонна будет поднята на 5‑8 футов. При застревании колонны следует определить, на какой высоте подъема колонны долото начнет отходить от забоя. При этом для обеспечения свободного хода колонны вниз по стволу можно выполнить ее расхаживание, поднимая до данной точки, не нарушая при этом ориентации инструмента.

5. Следует расширить призабойный участок длиной 5‑15 футов. Это может привести к снижению эффективности ориентации инструмента в данной зоне, но позволит облегчить спуск компоновки за счет сглаживания стенок скважины. Иногда для обеспечения скольжения компоновки в процессе бурения необходимо выполнить интервал в несколько футов в режиме роторного бурения.

6. Следует повернуть колонну на 3‑4 оборота по часовой стрелке. Это позволит протолкнуть колонну вниз по стволу. В случае если бурильная колонна не скользит по стволу, необходимо незамедлительно повернуть колонну на такое же количество оборотов в обратную сторону. Данный способ является последним средством, однако, иногда в процессе бурения можно периодически поворачивать бурильную колонну сначала в одном, а затем в другом направлении, ограничив при этом доступ людей к устью скважины (и бурильщика наклонно-направленной скважины в случае, если он собьется со счета!).

7. Для устранения данной проблемы компоновку можно оснастить стабилизатором для твердых пород (турбостабилизатором). Данный стабилизатор является неполноразмерным (меньше диаметра скважины на 1/32 дюйма). Он устанавливается между муфтой долота и долотом и, следовательно, вращается с той же скоростью, что и долото. Он сглаживает стенки ствола, а в некоторых случаях позволяет выполнять скважину несколько большего диаметра, чем без его применения. Использование данного стабилизатора позволяет улучшить управление инструментом, а также снизить потерю угла отклонения в случае, когда при непрерывной потере скорости двигателя компоновка должна периодически подниматься с забоя. Другим преимуществом данной компоновки является то, что при последующем спуске жесткой компоновки для роторного бурения для достижения забоя потребуется меньший объем операций по расширению ствола.

8. Если вышеуказанные способы не устраняют проблему застревания компоновки, приводящей к потере скорости двигателя, то, возможно, это вызвано неисправностью долота или двигателя. Одним из первых признаков повреждения долота или двигателя является потеря скорости долота. При использовании неполноразмерного долота стабилизаторы будут застревать в скважине, диаметр которой меньше их диаметра. При вероятности такого сценария необходимо рассмотреть возможности подъема компоновки из скважины.

Если после возникновения данной проблемы при подъеме на поверхность долото PDC, входящее в состав КНБК, не имеет признаков неисправности и повреждения, следует использовать шарошечное коническое долото. Данные долота гораздо проще в управлении и реже вызывают потерю скорости двигателя.

Проблема:

Недостаточная кривизна ствола при направленном бурении

Причина/способ устранения

a. Очень рыхлая порода — высокая скорость проходки и быстрое замывание ствола

Данная проблема является характерной для случаев зарезки наклонного ствола в скважинах большого диаметра (например, 26 и 17‑1/2 дюйма). Скорость проходки зачастую настолько велика, что невозможно обеспечить существенную нагрузку на долото. Кроме того, могут существовать особые инструкции для бурения в таких условиях (например, «Скорость проходки не должна превышать 100 футов/ч»). Единственным решением данной проблемы является поддержание нагрузки на долото. Для этого сначала необходимо уменьшить расход бурового раствора до минимума. Затем следует создать нагрузку на долото, несмотря на то, что скорость проходки при этом может мгновенно увеличиться приблизительно до 2000 футов/ч. После выполнения интервала в таком режиме долото необходимо поднять с забоя и обеспечить циркуляцию раствора в течение нескольких минут для удаления обломков породы из ствола, а затем продолжить бурение с общей скоростью проходки приблизительно 100 футов/ч. Данный режим работы необходимо обсудить со специалистом компании и буровым мастером/бурильщиком до начала работ. После выполнения искривления и достижения твердых пород расход бурового раствора может быть повышен до требуемого уровня.

b. Слишком малый угол наклона переводника AKO или кривого переводника

Если для выполнения расчетной траектории скважины необходимо обеспечить интенсивность набора кривизны 3/100 футов, недостаточно просто прочитать руководство по эксплуатации двигателя и установить угол наклона переводника AKO, равный 3/100 футов. Необходимо принять во внимание множество факторов. Наилучшим средством является использование предшествующего опыта работы в данном районе. При работе в режиме направленного бурения переводник AKO должен всегда устанавливать под большим углом, чем расчетное значение. (Это не относится к операциям горизонтального бурения со средним и малым радиусом кривизны.) Следует помнить, что в нормальных условиях бурения непрерывное управление компоновкой не требуется. Однако, как следует из вышесказанного, при этом необходимо следует учитывать ряд параметров и использовать имеющийся опыт работы в данном районе.

c. Слишком малая длина интервала, выполненного в режиме наклонного бурения

Как указано выше, можно сконструировать компоновку, которая будет выполнять одну часть интервала в роторном режиме, а другую в режиме направленного бурения. Длина интервала, выполненного в режиме направленного бурения, может оказаться недостаточной по разным причинам. В данном случае необходимо увеличить долю направленного бурения до 85 футов за рейс. Однако следует помнить о суммарном эффекте от выполнения двух последовательных интервалов в режиме направленного бурения без перехода в режим роторного бурения. Соответствующая данному режиму работы интенсивность искривления будет значительно выше, чем при бурении ствола короткими интервалами. Основная кривизна ствола скорее обеспечиваться не в ходе начальной операция зарезки наклонного ствола из вертикальной скважины, а при последующих операциях. Таким образом, первоначально рекомендуется выполнить в режиме направленного бурения интервал длиной 60-80 футов. Данный вариант бурения, безусловно, должен быть обсужден и сопоставлен с намеченными целями. Следует избегать слишком большого искривления в верхней части ствола!

Зачастую рекомендуется производить зарезку наклонного ствола на меньшей глубине, чем первоначально планировалось. При возможности зарезки наклонного ствола, скажем, на один интервал выше данная траектория должна использоваться в качестве кривой освоения. Таким образом, начальный направленный интервал может быть короче, чем обычно. Данный вариант выполнения скважины должен обсуждаться со специалистом компании и руководителем работ. При этом могут существовать веские причины (неочевидные на первый взгляд) зарезки наклонного ствола на намеченной глубине. К примеру, решение по зарезке наклонного ствола на меньшей глубине может идти вразрез с последней редакцией плана скважины.

d. Неточная ориентация рабочей плоскости инструмента

Расчетные значения интенсивности отклонения определяются с допущением, что в процессе бурения инструмент будет вести себя относительно стабильно. Однако при отклонении инструмента в пределах 60 градусов влево и 60 градусов вправо результирующая интенсивность набора кривизны будет ниже той, которая может быть достигнута при постоянной ориентации инструмента относительно верхней стенки ствола. Неточное управление инструментом приводит к тому, что для получения требуемого искривления потребуется выполнить более длинный участок в режиме направленного бурения.

e. Расширение компоновкой интервала, выполненного в режиме направленного бурения

Данная проблема наиболее характерна для верхней части скважины и при бурении с высокой скоростью проходки, как описано в п. (a). При направленном бурении в рыхлых породах необходимо ограничить явление расширения ствола, возникающее при недостаточной интенсивности отклонения.

f. Слишком малый диаметр втулочного стабилизатора корпуса подшипника (BHSS)

Данная проблема не является распространенной. Диаметр стабилизатора BHSS, как правило, выбирается с учетом диаметра скважины (например, 17‑1/4 дюйма для скважины диаметром 17‑1/2 дюйма, 12‑1/8 дюйма для скважины диаметром 12‑1/4 дюйма). Однако в породах с высокой абразивностью может использоваться стабилизатор BHSS меньшего диаметра. Как и при использовании роторной КНБК, применение неполноразмерного наддолотного стабилизатора приведет к снижению способности набора кривизны.

g. Несоответствующий диаметр первого стабилизатора колонны или его неверная установка

Как и при использовании роторной КНБК, диаметр первого стабилизатора колонны имеет критическое значение. Следует помнить, что для обеспечения набора кривизны управляемая система использует три точки опоры. К примеру, в скважине диаметром 17‑1/2 дюйма может использоваться первый стабилизатор колонны диаметром от 17‑1/4 дюйма (для уменьшения угла отклонения в роторном режиме) и до 12‑1/4 дюйма (для обеспечения резкого набора кривизны). Выбору диаметра данного стабилизатора должно уделяться особое внимание. Не рекомендуется выполнять интервал длиной 60 футов с углом отклонения 4, чтобы только для того, чтобы на следующем интервале длиной 35 футов уменьшить угол отклонения на 2. В конечном результате интенсивность набора кривизны составит 2/100 футов, что соответствует проекту скважины, но при этом получится достаточно сложная траектория при неоптимальной скорости проходки и геометрии скважины (см. стр. 7‑10).

Первый стабилизатор колонны, как правило, размещается непосредственно над забойным двигателем при условии, что в данном месте не устанавливается перепускной переводник. В некоторых случаях данный стабилизатор устанавливается выше по колонне над переводником с обратным клапаном или другим элементом КНБК. В принципе, увеличение длины L1 приведет к снижению способности системы к набору кривизны (см. руководство по эксплуатации двигателя, стр. 2‑1 и 2‑2). ПРИМЕЧАНИЕ. Формула на нижней строке страницы 2-1 руководство по двигателю Navi-Drill должна быть представлена в виде (L1 + L2), а НЕ (L1  L2). При этом данная формула не учитывает гибкость компоновки. Как было выявлено, двигатели M1XL с силовой секцией увеличенной длины обеспечивают набор кривизны в режиме роторного бурения за счет изгиба их корпуса. Данная проблема была в некоторой степени решена за счет оснащения их корпусов ряда двигателей XL стабилизаторами.

h. Недостаточность искривления ввиду характеристик пласта

Следует осознавать влияние характеристик пласта на степень искривления, обеспечиваемого управляемыми системами. При бурении можно столкнуться с пластами, в которых невозможно будет обеспечить набор кривизны. В некоторых пластах для предотвращения смещения траектории ствола влево верхняя поверхность инструмента должна быть повернута на угол 50 вправо. В последнем случае при попытке обеспечить набор угла отклонения имеющаяся кривизна будет большей частью использована для борьбы с отклонением траектории влево под действие пород. При этом выполнение всего интервала в режиме направленного бурения вполне может не обеспечить требуемую кривизну. Данная проблема должна решаться по ситуации.

ВНИМАНИЕ! Если инклинометрический инструмент установлен на расстоянии 100 футов над долотом, до проведения измерений можно выполнить еще два интервала, поскольку данное явление может исчезнуть после прохождения через границу пластов. После исчезновения данного явления поворот верхней поверхности инструмента на угол 50 вправо будет приводить к повороту ствола вправо. Единственным рекомендованным средством обеспечения эффективности управления является увеличение периодичности измерений.

Проблема:

Чрезмерная интенсивность искривления ствола

Решение данной проблемы обратно решениям при недостаточной интенсивности кривизны. При высокой интенсивности набора кривизны в режиме направленного бурения необходимо уменьшить интервал, выполняемый в данном режиме. Во внимание должен приниматься тот факт, что КНБК может в роторном режиме обеспечивать как набор кривизны, так и спад угла отклонения. Если в роторном режиме управляемая компоновка обеспечивает чрезмерный набор кривизны, всегда можно направить ее по траектории уменьшения угла, однако при этом будет выполняться скважина со сложной траекторией.

Проблема:

Недостаточная интенсивность спада угла отклонения при направленном бурении нижней поверхностью инструмента

Зачастую достаточно сложно обеспечить спад угла отклонения при использовании управляемой системы. КНБК, используемая для набора кривизны и выполнения участков набора кривизны с выдерживанием угла, не является оптимальным вариантом для выполнения интервалов спада угла отклонения.

Кроме способа, предусматривающего бурение с постоянной ориентацией инструмента и увеличение длины участков, выполняемых в режиме направленного бурения, для решения данной проблемы практически не остается ничего другого, как поднять колонну и изменить конфигурацию КНБК. При этом следует обеспечить максимально возможный расход бурового раствора, выбираемый с учетом уставок средств отключения насосов бурового раствора по расходу и расхода на инструменте ИПБ и двигателе. Уменьшение нагрузки на долото как при направленном, так и роторном бурении позволит увеличить темп спада угла отклонения до максимально возможного значения. Зачастую при использовании роторной КНБК достаточно сложно выйти на вертикальную траекторию с угла отклонения 3-4, поэтому рекомендуется начинать интервал уменьшения угла отклонения с более высокой точки по вертикальному разрезу траектории скважины.

Данный вариант необходимо обсудить с координатором работ по наклонно-направленному бурению до выхода на траекторию уменьшения угла отклонения.

Проблема:

Невозможность обеспечения требуемой ориентации инструмента в начале интервала или поддержания требуемой ориентации при бурении

Ориентация и поддержание ориентации инструмента осложняются многими факторами. К ним относятся:

1. Неоптимальный выбор долота/двигателя для разбуриваемой породы

В случае если пласт состоит, к примеру, из нескольких тонких слоев рыхлой и твердой породы, нагрузка на долото и реактивный момент будут соответствующим образом изменяться. Использование мощного двигателя и высокопроизводительного долота PDC только усложнит управление инструментом. Зачастую проблему можно решить только за счет выполнения дугообразной выемки со стороны требуемой ориентации инструмента. Это, безусловно, снизит эффективность управления и потребует выполнения более длинных интервалов в режиме направленного бурения для обеспечения требуемой интенсивности набора кривизны.

При невозможности обеспечения требуемой кривизны, возможно, потребуется поднять компоновку из скважины для установки шарошечного конического долота.

Опыт работы в данном районе может подсказывать, что данная порода скоро сменится на пласт, более удобный для наклонного бурения. Для прогнозирования проблем такого характера перед началом бурения необходимо изучить данные по соседним скважинам.

2. Высокая скручивающая нагрузка, вызываемая буровой компоновкой

Использование стабилизаторов в компоновке для направленного бурения осложняет ориентирование рабочей плоскости инструмента, но также способствует поддержанию его постоянной ориентации при бурении. Трудность заключается в первоначальном ориентировании инструмента.

Для решений этой проблемы следует выполнить следующее.

В первую очередь необходимо выполнить расхаживание бурильной колонны для полного снятия скручивающего момента. Процесс направленного бурения рекомендуется начинать на глубине верха второй однотрубной секции в колонне. Это позволит обеспечить необходимую высоту для расхаживания трубы. Необходимо выполнить несколько рейсов по интервалу до получения установившего показания системы ИПБ по ориентации рабочей плоскости инструмента.

После этого необходимо плавно повернуть рабочую плоскость инструмента вправо относительно требуемой ориентации при бурении. Требуемый угол поворота вправо будет зависеть от множества факторов и должен определяться в процессе работы.

Затем следует спустить компоновку на забой, и при достижении долотом забоя или посадке долота на забой необходимо повернуть бурильную колонну по часовой стрелке с учетом остаточного реактивного момента. К примеру, на глубине 10 000 футов трубу потребуется повернуть на полный оборот или более.

Инструмент должен первоначально вращаться против часовой стрелки, поскольку приложенный с поверхности крутящий момент на данном этапе не достиг забоя. При повороте бурового инструмента влево на слишком большой угол следует поднять колонну на несколько футов (желательно без отрыва долота от забоя) и снова опустить. Обычно это заставляет инструмент повернуться по часовой стрелке.

В случае если инструмент снова начнет поворачиваться влево, минуя при этом положение требуемой ориентации, следует повторить вышеописанную операцию.

Повторное вращение колонны с поверхности может быть произведено только после того, как крутящий момент, приложенный с поверхности при предыдущем вращении, достигнет долота.

Следует контролировать угол поворота колонны с поверхности, поскольку он определяет фактический реактивный момент при бурении. После достижения неподвижного положения инструмента в требуемом направлении на бурильную трубу необходимо нанести четкую метку в виде вертикальной линии. Данная метка может использоваться при последующем ориентировании при условии, что она будет переноситься по колонне по мере ее наращивания. При наращивании колонны направленное бурение может быть продолжено только после переноса метки ориентации и поворота колонны на требуемое количество оборотов. Вышеприведенные инструкции могут меняться в зависимости от ситуации, однако снятие крутящего момента с бурильной колонны и соблюдение угла поворота колонны с поверхности при последующем ориентировании являются процедурами, определяющими результат. Наиболее серьезной ошибкой является неконтролируемое вращение бурильной колонны вправо с поверхности, поскольку при достижении данным усилием забоя остаточный крутящий момент на колонне не будет известен, в результате чего потребуется заново повторить данную операцию.

3. Использование в управляемой КНБК стабилизаторов ненадлежащей конструкции

Наилучшим вариантом для использования в нижней части управляемой компоновки является прямолопастной стабилизатор типа Nortrak с 5 лопастями. Использование шнековых стабилизаторов (RWO) может приводить к повороту бурового инструмента при спуске компоновки по скважине. В местах, где компоновка скользит по стволу скважины, прямолопастные стабилизаторы с тремя лопастями не позволяют ориентировать инструмент более чем в трех фиксированных направлениях. Данные точки с углом 120 между ними могут не совпадать с требуемыми направлениями ориентации.

4. Проблемы с очисткой скважины

Как отмечалось выше, выбуренный шлам зачастую может скапливаться вокруг КНБК, увеличивая тем самым сопротивление и усложняя ориентирование инструмента. Для удаления осколков породы из скважины зачастую необходимо поднять компоновку на несколько футов над забоем. Кроме того, может потребоваться расширение забойной зоны. Скапливание выбуренной породы вверх по стволу скважины может аналогичным образом влиять на процесс бурения, поэтому для ее удаления может потребоваться рейс для очистки ствола.

5. Неоптимальные характеристики бурового раствора

Как отмечалось выше, смазывающая способность бурового раствора может быть улучшена за счет использования присадок. Возможности улучшения характеристик бурового раствора для направленного бурения должны обсуждаться с инженером по буровым растворам. Все изменения характеристик бурового раствора должны согласовываться с руководителем буровых работ до использования присадок.

7.14	Роторное бурение с использованием управляемых компоновок

Управляемый забойный двигатель, как правило, попеременно эксплуатируется в режиме роторного бурения и режиме направленного бурения. Роторное бурение характеризуется более высокой скоростью проходки, поскольку долото вращается с большей скоростью, а осевая нагрузка на бурильную колонну снижена. Роторное бурение также не связано с затратами времени на ориентацию инструмента и устранение застревания компоновки. Таким образом, основная цель заключается в том, чтобы увеличить длину интервалов, выполняемых в роторном режиме.

Частота вращения при роторном бурении

Как правило, частота вращения при роторном бурении составляет 30‑100 об./мин. Скорости в нижней части данного диапазона используются при выбуривании башмаков для обсадной колонны и цементных пробок, тогда как высокие скорости используются для повышения качества очистки ствола и обеспечения высокой скорости проходки. Обычно нет необходимости увеличивать скорость вращения бурильной колонны свыше 100 об./мин. Максимальное значение скорости (100 об./мин.) указано в руководстве по эксплуатации двигателя Navi-Drill. При необходимости бурения с более высокой частотой вращения следует проконсультироваться с руководителем работ до начала данной операции.

В некоторых случаях частота вращения может влиять на интенсивность набора кривизны или спад угла отклонения, обеспечиваемый КНБК, однако данное влияние незначительно и практически непредсказуемо.

Следует помнить, что избыточная частота вращения может приводить к быстрому износу долота, двигателя, бурового инструмента и обсадной колонны. На практике работа может производиться с частотой вращения, рекомендованной для долота, или с той скоростью, при которой обеспечивается оптимальное сочетание скорости проходки, роторного момента и внутрискважинной вибрации.

Нагрузка на долото

Нагрузка на долото в режиме направленного или роторного бурения определяется либо максимально допустимой нагрузкой, рекомендованной для долота, либо способностью двигателя Navi Drill поворачивать долото при бурении. Максимально допустимая нагрузка на долото указывается изготовителем и не должна превышаться. Следует отметить, что данная нагрузка зависит от частоты вращения, с которой работает долото.

Максимальная нагрузка на долото соответствует значению, при котором двигатель способен работать без стопорения, что также зависит от характеристик пласта. Существует прямая зависимость между крутящим моментом, создаваемым двигателем, перепадом давления на двигателе и нагрузкой на долото. Для получения информации о работе долота значения давления над забоем и на забое должны регулярно контролироваться. Максимальный перепад давления, указанный в руководстве на двигатель, достигается весьма редко. Как правило, перепад давления равен 50-300 фунтов/кв. дюйм. Перепад давления, безусловно, зависит от типоразмера двигателя, расхода и характеристик выбуриваемой породы.

7.15	Устранение проблем в режиме роторного бурения

Проблема:

Интенсивность спада угла отклонения превышает ожидаемое значение

Причина/способ устранения

Данная проблема, как правило, возникает при использовании первого стабилизатора колонны малого диаметра. Зачастую тенденция к спаду угла отклонения зависит от характеристик пласта. При высокой вероятности изменения характеристик породы рекомендуется не поднимать колону из скважины для переоснащения до окончательного изменения характеристик пласта. Если интенсивность спада угла отклонения остается неприемлемой, единственным решением является подъем колонны для замены первого стабилизатора или периодическое ориентирование инструмента. При возможности следует избегать возникновения данной проблемы за счет изучения данных по соседним скважинам.

Тенденция к спаду угла отклонения может быть также вызвана уменьшением диаметра стабилизатора корпуса подшипника, что, однако, случается довольно редко.

В рыхлых породах, особенно в верхней части скважины, ствол может размываться во время бурения. В данном случае следует снизить расход бурового раствора при бурении. Если в результате этого могут возникнуть проблемы с очисткой ствола, то после выполнения каждого интервала необходимо поднять долото на 30 футов над забоем и промыть ствол циркулирующим раствором.

В некоторых случаях для снижения интенсивности спада угла отклонения можно уменьшить частоту вращения или увеличить нагрузку на долото, что, однако, является крайним средством.

Как правило, при использовании долота PDC обеспечивается большая интенсивность спада угла отклонения, чем при применении шарошечного конического долота. Кроме того, долота PDC меньшей длины обеспечивают большую интенсивность спада, чем более длинные варианты.

Проблема:

Скорость проходки ниже расчетного значения

Причина/способ устранения

Зачастую практическая скорость проходки оказывается ниже, чем планировалось. Характеристики породы даже для соседних скважин могут существенно различаться. Низкая скорость проходки по сравнению с расчетным значением может быть вызвана рядом факторов. Таким факторами, в частности, являются:

a. Неэффективная эксплуатация двигателя Navi Drill

Двигатель наиболее эффективно работает при значениях расхода, соответствующих верхней части допустимого диапазона. При допустимом диапазоне расхода 530‑1 135 галл./мин. двигатель M1C диаметром 11‑1/4 дюйма может обеспечивать бурение и при 530 галл./мин., однако наилучшие показатели скорости проходки и очистки ствола будут обеспечиваться при расходе около 1 000 галл./мин. Ротор некоторых двигателей имеет отверстие и может оснащаться гидромониторной насадкой. Некоторое количество бурового раствора отводится через данную насадку и, соответственно, не участвует в приведении двигателя в движение. Необходимо знать, оснащен ли используемый двигатель гидромониторной насадкой или нет. В некоторых случаях целесообразно установить заглушку на ротор для того, чтобы весь поток бурового раствора участвовал в выработке полезной мощности.

Данный вариант конфигурации можно эффективно использовать в режиме направленного бурения с инструментом, сориентированным в требуемом направлении, однако при этом не будет обеспечиваться высокая скорость проходки, поскольку перепад давления на двигателе составляет лишь 50 фунтов/кв. дюйм. Для поворота бурильной колонны по часовой стрелке потребуется больший противодействующий реактивный момент, для создания которого будет необходима большая нагрузка на долото. Для достижения максимальной скорости проходки необходимо, чтобы двигатель работал с максимально возможным выходным крутящим моментом, а перепад давления на нем составлял порядка 200‑300 фунтов/кв. дюйм. Это, естественно, зависит от конкретных условий. Аналогичная ситуация характерна и для роторного бурения. Выбор величины нагрузки на долото должен, главным образом, производиться на основании перепада давления на двигателе и с учетом показаний индикатора нагрузки.

b. Ненадлежащий выбор долота или износ долота

Зачастую выбор долота требует компромиссного решения, поскольку при выполнении скважины приходится пробуривать несколько типов пород. Долото обычно выбирает оператор, но в данном процессе также должен принимать участие специалист по наклонно-направленному бурению, в частности, при использовании управляемых систем. Для понимание факторов, которые необходимо учитывать при выборе долота, рекомендуется посетить соответствующие курсы, организуемые компанией Hughes Christensen.

Очевидно, что изношенное или поврежденное не способно обеспечить оптимальную скорость проходки. Оценка рисков износа долота должна производиться по данным о работе долот, использованных ранее в данном районе. О состоянии бурового долота могут свидетельствовать соотношение крутящего момента оборудования над забоем и крутящего момента на забое, а также давление в бурильной трубе.

c. Ненадлежащий выбор двигателя, износ или неисправность двигателя

Выбор двигателя для бурения определенного участка скважины должен производиться заблаговременно до начала данных работ. Для выполнения определенного участка скважины пригоден, к примеру, двигатель M2 или M1XL диаметром 8 дюймов. Оба эти двигателя могут использоваться для данной работы, однако при применении шарошечного долота с фрезерованными зубьями для твердых пород оптимальным будет двигатель M1XL. Для обоснования данного выбора необходимо обратиться к руководству на двигатель. Выходная частота вращения данных двигателей значительно различается.

При наличии выбора для определения подходящего двигателя необходимо знать характеристики данных агрегатов.

Износ двигателя можно оценить по степени износа резинового покрытия статора. Для обеспечения требуемой выходной мощности, между статором и ротором должно быть предусмотрено уплотнение. При износе или повреждении статора двигатель начнет постепенно терять мощность. Для контроля износа статора необходимо следить за наличием частиц резины на вибросите, поскольку это является одним из первых признаков износа. Высокая степень разрушения резинового покрытия статора может впоследствии привести к частым явлениям потери скорости двигателя.

Другие неисправности возникают довольно редко. Двигатели являются очень надежным оборудованием, однако выход из строя ведущего вала или карданного соединения, делающее дальнейшее бурение невозможным, не исключен.

d. Неточная установка нуля в индикаторе нагрузки или отсутствие нагрузки на долото

При неправильном выставлении на ноль индикатора нагрузки Totco/Martin Decker возможны ошибки в индикации данного показателя (например, по индикатору — 25 килофунтов, в действительности — 5 килофунтов), и, следовательно, скорость проходки может также отличаться. Как указывалось выше, перепад давления на двигателе является основным критерием оценки работы управляемой системы бурения. Выставление на ноль индикатора нагрузки должно производиться перед каждым следующим этапом бурения. Как правило, показания всех прочих индикаторов нагрузки на буровой площадке основаны на измерениях, выполняемых данным прибором.

При выполнении скважины с диаметром меньше расчетного или застревании стабилизатора на уступе ствола нагрузка, уменьшающаяся в таких ситуациях, может не достигать долота. Для выявления таких ситуаций следует контролировать роторный момент и показания манометров давления нагнетания насосов.

e. Недостаточная очистка ствола или слишком высокая плотность бурового раствора

При невозможности удаления выбуренной породы из ствола с той же скоростью, с которой они образуются (что характерно для направленного бурения), в стволе могут образовываться слои выбуренной породы. Очистка ствола наиболее затруднена на участках с углом отклонения от вертикали 45-60. Для проталкивания шлама вверх по стволу на данных участках необходимо вращать бурильную колонну. При этом необходимо уделять особое внимание нагрузке при подъеме и спуске, роторному моменту и давлению в бурильной трубе. Все внезапные повышения данных параметров должны фиксироваться. Тенденции должны сравниваться по мере увеличения глубины скважины. Если образование слоев выбуренной породы не контролируется, то это может привести к прихвату бурильной трубы.

Использование бурового раствора с плотностью, превышающей необходимое для компенсации пластового давления значение, может привести к снижению скорости проходки. Это явление называется «эффектом удержания шлама». При использовании бурового раствора большой плотности в результате разности давлений в пласте и стволе скважины осколки выбуренной породы направляются обратно к забою скважины. Таким образом, для повышения скорости проходки необходимо использовать буровой раствор меньшей плотности. Крайняя форма такого явления характерна для случаев, когда скважина может выполняться при пониженном гидростатическом давлении в стволе (бурение с выбросами). В этом случае достигается оптимальная скорость проходки, снижается риск нарушения продуктивного пласта в результате проникновения бурового раствора, однако при этом постоянно присутствует угроза выбросов пластовых флюидов.

Как правило, во избежание значительного снижения скорости проходки плотность бурового раствора поддерживается на уровне, чуть превышающем пластовое давление (с запасом).

Также следует помнить, что при высокой плотности бурового раствора в процессе бурения пористой проницаемой породы существует риск прихвата под действием перепада давлений.

Проблема:

Отклонение от требуемого азимута вправо или влево

В принципе, отклонение ствола от заданной траектории можно устранить лишь за счет возврата на прямолинейную траекторию. Высокая скорость вращения снижает гибкость КНБК и, соответственно, степень отклонения от траектории, однако это не устраняет влияние характеристик пласта. Шарошечные конические долота имеют тенденцию к отклонению вправо, тогда как долота PDC выдерживают прямолинейную траекторию или отклоняются влево. Однако существует множество обратных примеров.

7.16	Операции по расширению ствола скважины

Работа инструмента при направленном бурении

Как показывает опыт, управляемые системы не являются эффективным средством расширения скважины для уменьшения угла отклонения и кривизны ствола. Исключением является верхняя часть скважины, состоящая из рыхлых пластов, где возможно сглаживание кривизны ствола, выполненной при направленном бурении.

В некоторых случаях, когда до спуска обсадной колонны производится очистка ствола циркулирующим раствором, непрерывный спуск компоновки к забою позволяет уменьшить кривизну ствола за счет подрезания его стенок. При этом не следует спускать компоновку в нижнюю часть ствола, а для предотвращения резкого набора кривизны зачастую рекомендуется расширить определенный интервал ствола от забоя к устью.

Расширение ствола от устья к забою с использованием управляемой системы

Для продолжения бурения зачастую необходимо расширить призабойный интервал скважины. Это может потребоваться в случае износа ранее используемого долота. При проведении операции расширения ствола необходимо избегать прихвата колонны. При существенном расширении ствола на буровой площадке должен находиться специалист компании и (или) буровой мастер.

Данная операция должна производиться с ограниченной нагрузкой на долото. При работе с высокой нагрузкой возможно застревание колонны в стволе, после чего ее невозможно будет извлечь из скважины. Высокая нагрузка на долото может приводить к повреждению нового долота еще до его спуска на забой.

Частота вращения колонны с поверхности не должна превышать 50-60 об./мин. В ходе данной операции может наблюдаться периодическое стопорение верхнего привода, для устранения чего требуется увеличить частоту вращения. При этом, однако, не стоит забывать, что риск прихвата колонны повышается при высокой нагрузке и скорости.

Расход бурового раствора должен поддерживаться на уровне, необходимом для обеспечения надлежащей промывки ствола и охлаждения долота.

Следует помнить, что при бурении твердых и абразивных пород, при диаметре скважины на 1/8 дюйма меньше расчетного значения, или при необходимости расширения участка ствола длиной более 200 футов, управляемый двигатель и долото будут подвергаться сверхвысоким нагрузкам, в результате чего длина последующего рейса долота может быть короче расчетной.

7.17	Разбуривание обратного клапана и башмака обсадной колонны

Для оптимизации операции разбуривания обратного клапана и башмака обсадной колонны при помощи управляемой системы необходимо соблюдать следующие инструкции:

1. Разбуривание обратного клапана и башмака должно производиться с соблюдением мер предосторожности для предотвращения повреждения долота или двигателя. По показаниям индикатора роторного момента и манометра давления нагнетания насоса должен производиться контроль скважинных условий. Необходимо периодически проверять вибросита на наличие частиц резины, дерева или металла, появление которых свидетельствует о достижении долотом обратного клапана/башмака.

2. Бурение должно производиться со следующими параметрами:

– сниженный расход: 50%-75% от максимально расхода на двигателе;

– низкая нагрузка на долото: минимально допустимая для бурения нагрузка;

– низкая частота вращения: рекомендованное значение 20-50 об./мин.

3. Насосы должны быть включены до начала вращения колонны и, естественно, до приложения нагрузки на долото. Для снижения скорости вращения долота расход должен составлять 50%-75% от максимального расхода, рекомендованного для двигателя.

4. Не рекомендуется ударять долотом по обратному клапану или башмаку для их разрушения.

5. Перед началом бурения необходимо получить информацию о конструкции пробки, обратного клапана и башмака. В некоторых случаях может использоваться резиновая пробка, которую не следует разбуривать долотом PDC. Такие пробки рекомендуется разбуривать шарошечными коническими долотами. Для предотвращения повреждения долота PDC рекомендуется в некоторых случаях выполнить дополнительный рейс.

6. Долота PDC должны применяться с особой осторожностью, поскольку они более подвержены повреждению под действием ударных нагрузок.

7. При низкой скорости или остановке операции следует поднять колонну на несколько футов, а затем осторожно опустить ее. Для изменения параметров бурения и обеспечения продвижения долота также можно менять частоту вращения и нагрузку на долото.

8. После выбуривания башмака в шурф необходимо разбурить отверстие до требуемого диаметра за несколько рейсов. После этого можно пропустить долото через выбуренное отверстие без включения насосов для проверки чистоты его выполнения. В ходе данной операции насосы должны быть выключены только на этом этапе (без разбора соединений).

9. Если при соблюдении данных инструкций башмак не был разбурен, для разбуривания может потребоваться использование стандартной роторной компоновки.

7.18	Проверка управляемой компоновки после ее подъема из скважины

1. Осмотреть двигатель и стабилизаторы на наличие признаков повреждения. При оснащении двигателя сбросным (перепускным) клапаном необходимо проверить его исправность и плотность закрытия путем подачи бурового раствора через двигатель.

2. Проверить зазор упорного подшипника в двигателе в открытом и закрытом положении. Убедиться, что результаты измерений соответствуют допускам.

3. Проверить ориентацию переводника AKO или кривого переводника относительно системы ИПБ или универсального отклоняющего переводника.

4. При необходимости размещения двигателя на буровой вышке в горизонтальном или вертикальном положении на длительное время из него следует слить весь буровой раствор и при возможности промыть двигатель водой. Все полевые ремонтные станции компании уведомлены местными органами защиты окружающей среды о необходимости снижения сбросов в дренажные системы и проведения всех возможных мероприятий на морских объектах для снижения загрязнений. Для демонтажа двигателя необходимо установить развинчивающий ключ на корпус нижнего подшипника, а долото с приспособлением для навинчивания и отвинчивания долота необходимо зафиксировать на роторном столе. После этого следует поворачивать роторный стол по часовой стрелке до полного удаления бурового раствора из двигателя. Для предотвращения заклинивания при расхаживании поршня в перепускной клапан необходимо залить минеральное масло или аналогичный материал.

5. В случае если двигатель будет использоваться в дальнейшем, рекомендуется проверить его работу путем подачи на него бурового раствора, во время которой должна вращаться муфта долота. Данную проверку рекомендуется проводить после испытания системы ИПБ до спуска в скважину. Для этого следует снизить скорость работы насоса примерно до 10‑20 ходов поршня и поднять компоновку до уровня чуть ниже отметки роторного стола. Для проверки вращения муфты долота может потребоваться фонарик.

ТИП ДВИГАТЕЛЯ	NAVIDRILL M1XL		A			ДИАМЕТР ВТУЛКИ СТАБИЛИЗАТОРА КОРПУСА ВЕРХНЕГО ПОДШИПНИКА
СЕРИЙНЫЙ №			B
ДИАМЕТР ИНСТРУМЕНТА			C			СЕРИЙНЫЙ НОМЕР СТАБИЛИЗАТОРА КОРПУСА ВЕРХНЕГО ПОДШИПНИКА
						ДЛИНА ЛОПАСТИ
						ШИРИНА ЛОПАСТИ
						ДЛИНА КАЛИБРУЮЩЕГО ВЕНЦА
						СЕРЕДИНА ЛОПАСТИ

СОЕДИНЕНИЕ		СОЕДИНЕНИЕ
6-5/8 дюйм. станд.		7-5/8 дюйм. станд.

Пересмотрено 04/97 43