книги из ГПНТБ / Григорян, Н. А. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров

к бурению таких скважии уменьшенных диаметров. Исключе­ ние составляют случаи строительства высокодебитных газовых скважин, когда намечается спуск эксплуатационных колони диа­ метром более 168 мм.

Бурение наклонных скважин малых диаметров может осущест­ вляться под эксплуатационные 127 и 114-мм колонны. Последняя является нижним пределом имеющегося сортамента эксплуатаци­ онных колонн.

Л. С. Юрен, Дж. Домерк и Дж. Меджия в результате экспери­

дебит скважины диаметром 6". Следовательно, уменьшение диа­ метра скважины в 10 раз снижает ее производительность только в 1,5 раза. Установить влияние диаметра скважины на ее дебит можно по формуле Дюпюи.

Расчеты А. Б. Сулейманова [68] показывают, что в случае ли­ нейной фильтрации жидкости (закон Дарси), гидродинамически совершенной скважины по степени и характеру вскрытия при пе­ реходе от эксплуатационной колонны диаметром 168 мм к эксплу­ атационной колонне диаметром 114 мм снижение дебита скважины при радиусе контура питания, равном 106 см, составляет: 3,4% при работе только одной скважины; 2,5% при работе двух взаимодей­ ствующих скважин и 0,8 — при работе 10 равнодебитных скважин, расположенных по симметричной кольцевой батарее с радиусом

в104 см.

Вслучае нелинейной фильтрации жидкости (закон Краснополь­ ского) зависимость дебита от диаметра скважины несколько больше. Нарушение линейного закона фильтрации может происходить вследствие чрезмерно больших дебитов скважии. Для этих усло­ вий при уменьшении диаметра эксплуатационной колонны от 168

до 114 мм дебит скважины может снижаться, в крайнем случае, на 18%. Аналогичные результаты будут и для режима растворен­ ного газа, а также для упругого режима [68].

Исследованиями установлено, что на большинстве нефтяных месторождений СССР наблюдается линейная фильтрация пласто­ вой жидкости. Учитывая это и имея в виду, что в реальных усло­ виях пласт разрабатывается большим числом взаимодействующих скважин следует отметить, что уменьшение диаметра эксплуатаци­ онной колонны незначительно влияет на производительность сква­ жины.

Для компенсации потерь дебита при переходе от обычных сква­ жин к скважинам малых диаметров в нефтепромысловой практике разработан ряд мероприятий [68]:

а) улучшение гидродинамического совершенства скважин ма­ лых диаметров;

б) применение методов воздействия на призабойную зону сква­ жин с целью искусственного увеличения проницаемости в этой ча­ сти пласта;

10

в) создание в скважинах малых диаметров, по сравнению с обычными, дополнительного перепада давления.

Расчетным путем оценивая производительности гидродинами­ чески несовершенных скважин он показывает, что степень совер­ шенства эксплуатационных колони диаметром 114 мм ниже экс­ плуатационной колонны диаметром 168 мм на 1,8% по степени вскрытия и на 3% по характеру вскрытия. Поэтому при проводке скважин малых диаметров необходимо, чтобы пласт был вскрыт па полную его мощность, а в эксплуатационной колонне простре­ ляно столько же отверстий, сколько намечается в обычной сква­ жине. Для поддержания дебита 114-мм скважины на уровне про­ изводительности скважин диаметром 168 мм требуется создание дополнительного (2—4%) перепада давления. Дополнительный расход труб для создания излишнего перепада давления незначи­ тельный.

Другим фактором, влияющим на выбор диаметра эксплуатаци­

Расчеты показывают, что предельно возможная производитель­ ность 114-мм эксплуатационной колонны при фонтанном и компрес­ сорном способах эксплуатации составляет 250—300 т/сут, а при глубинионасосной эксплуатации — 81 т/сут [71]. Поэтому для тех скважин, в которых ожидаемый дебит не превышает указанных значений, можно проектировать 114-мм эксплуатационные ко­ лонны.

Практика показывает, что в скважинах с эксплуатационной колонной диаметром 114 мм процесс гидравлического разрыва пласта протекает значительно эффективнее, чем в скважинах с эк­ сплуатационной колонной диаметром 168 мм. Ловильные и ремонт­ ные работы в 114-мм эксплуатационных колоннах, как свидетель­ ствует опыт нефтяников Азербайджана, не сложнее, чем в 168-мм эксплуатационных колоннах. Поскольку 114-мм эксплуатационная колонна является нижним пределом облегченной конструкции скважины, то эксплуатационные колонны больших диаметров (127, 141 и 146 мм) в большей степени, чем 114-мм колонна, удовлетво­ ряют всем требованиям, предъявляемым к эксплуатационным ко­ лоннам в высокодебитных скважинах.

Таким образом, с точки зрения получения высоких дебитов нет ограничивающего фактора для перехода к бурению наклонных скважин уменьшенных диаметров.

В процессе перехода к бурению наклонных скважин малых диаметров происходит незначительное снижение дебитов скважин, которое может быть компенсировано известными в нефтепромыс­ ловой практике мероприятиями.

Следовательно, в деле широкого внедрения бурения наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров решающую роль играют вопросы техники и технологии проводки таких скважин.

11

Особенности техники бурения наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров

Уменьшение диаметра наклонных скважин соответственно уменьшает диаметры породоразрушающего инструмента, забойного двигателя, стабилизирующих н отклоняющих приспособлении, ко­ лонны бурильных и обсадных труб и т. д. Влияние уменьшения диаметра этих элементов техники бурения па качество, точность и технико-экономические показатели проводки наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров не одинаково. Изменение одних факторов способствует улучшению указанных показателей про­ водки скважин, а изменение других факторов — снижению этих показателей.

Буровые долота

Стойкость и эффективность работы долот зависят от их конст­ руктивных особенностей, параметров режима бурения и физико-ме­ ханических свойств проходимых пород.

При бурении шарошечными долотами время работы на забое предопределяется или стойкостью опоры, или стойкостью вооруже­ ния. Практика бурения показывает, что в породах мягкой и сред­ ней твердости преждевременному износу подвергается опора до­ лота, а в твердых породах, наоборот — вооружение долота.

С уменьшением диаметра шарошечных долот их стойкость и проходка на долото падают. Это является следствием снижения коэффициента работоспособности подшипников опоры и объема вооружения шарошек в результате уменьшения их геометрических размеров. Расчеты показывают, что объем вооружения долот Б-243С, Б-214С и ОМ-190С по сравнению с долотом Б-269С, пред­ назначенных для бурения горных пород одинаковой твердости, снижается соответственно в 1,58; 2,85 и 6,25 раза. Из этих данных следует, что объем зубьев шарошек долот уменьшается не пропорционадьно кубу диаметра, а в значительно большей степени (соот­ ветственно 4,33; 4,55 и 5,29).

Долговечность опор трехшарошечного долота Б-214С (первой шарошки), по сравнению с долотом Б-269С, при снижении осевой нагрузки пропорционально уменьшению диаметра долота (в 1,25

в большей степени, чем уменьшение диаметра долота в квадрате. Снижение проходки на долото особенно отрицательно сказы­ вается в процессе работы с отклонителем, так как, помимо роста расхода долот и количества спуско-подъемных операций, увеличи­ вается также объем работ, связанных с ориентированием отклони­ телей. Для полной или частичной компенсации этого отрицатель­ ного явления необходимо при бурении наклонных скважин умень­ шенных и малых диаметров увеличить интенсивность искривления

12

рующая способность, предопределямая величиной завеса шарошек, снижается. Согласно нормали ОН26-02-123-69 завес шарошек для трехшарошечных долот диаметром 269, 243, 214, 190 и 172 мм со­ ставляет соответственно 3,5; 3,0; 3,0; 2,5 и 2,0 мм [58]. Вместе с тем уменьшение завеса шарошек является положительным при бурении интервалов с применением прямой трубы, так как снижа­ ется интенсивность падения угла искривления и изменения ази­ мута скважины.

С уменьшением диаметра алмазных и лопастных долот эффек­ тивность их работы возрастает. Это обусловлено тем, что в про­ цессе работы долотами скалывающего и режущего типов путь резания при одинаковых скоростях вращения уменьшается пропор­ ционально диаметру.

Практика применения одношарошечных долот уменьшенных диаметров показывает, что они способствуют значительному улуч­ шению показателей бурения (по сравнению с трехшарошечными долотами). Эти долота обладают также сравнительно высокой бо­ ковой фрезерующей способностью. Широкое применение безопориых и одношарошечных долот существенно ускорит переход к бу­ рению наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров.

Турбобури

При бурении нефтяных и газовых скважин применяются тур­

одно-, двух- и трехсекционные. Кроме того, в турбобурных цехах УБР и УРБ изготовляют укороченные турбобуры длиной от 4000 до 6000 мм для зарезки и бурения нового ствола и повышения ин­ тенсивности искривления скважин.

С уменьшением диаметра турбобура его энергетические пара­ метры, вес и жесткость снижаются, а перепад давления на турбине и число оборотов вала возрастают. Для компенсации ухудшения энергетической характеристики, вследствие уменьшения диаметра, турбобуры уменьшенных и малых диаметров применяют в основ­ ном в двух- и трехсекционном исполнении.

При одинаковых углах искривления скважины меньшая вели­ чина нормальной составляющей от веса турбобура будет снижать темп падения величины отклоняющей силы в процессе работы с отклонителем и интенсивность фрезерования нижней стенки ствола, а следовательно, и падения угла искривления скважины при работе с использованием прямой трубы.

Рост перепада давления на турбине вынуждает сократить рас­ ход промывочной жидкости при работе турбобурами уменьшенных и малых диаметров.

13

В результате большого многообразия типоразмеров применяе­ мых турбобуров, значительных продольных и поперечных нагру­ зок, изгибающих и крутящих моментов, часто возникает ряд задач, связанных с учетом жесткости турбобура. В работах [5, 22, 73] приведены значения жесткостей односекционных турбобуров пяти диаметров. В табл. 2 и 3 представлены жесткости турбобуров всех типоразмеров соответственно для сплошного и колонкового бу­ рения.

П р и м е ч а н и е . В графе 2 в знаменателе приведен диаметр утолщенной части кор­ пуса турбобура.

14

Определение жесткости турбобуров для сплошного и колонко­ вого бурения, отличающиеся наличием полого вала, производилось соответственно по формулам

где DK— наружный диаметр корпуса турбобура в см; |Di — внут­ ренний диаметр обода статора турбины в см; Ь 2— наружный диа­ метр обода ротора турбины в см; Dz— внутренний диаметр вала турбобура в см; Е — модуль продольной упругости материала тур­ бобура, равный 2,1 • 106 кгс/см2; / — экваториальный момент инер­ ции сечения турбобура в см4.

Из табл. 2 следует, что если по сравнению с турбобуром диа­

в11,9 и 27,6 раза.

Уколонковых турбодолот по сравнению с турбобурами для сплошного бурения с одинаковым наружным диаметром корпуса наличие полого вала незначительно влияет на жесткость (до 2%). Это относится к колонковым 172, 164 и 127-мм турбодолотам. Же­ сткость колонкового турбодолота существенно снижается за счет уменьшения наружного диаметра корпуса. Например, жесткость колонкового турбодолота КТДЗ-8"-11 с наружным диаметром кор­ пуса 210 мм меньше жесткости турбобура Т12МЗБ-8" с наружным диаметром 215 мм на 15%.

Снижение жесткости турбобура при бурении наклонных сква­ жин уменьшенных и малых диаметров оказывает различное

15

влияние на отдельные этапы проводки. В процессе бурения верти­ кального ствола меньшая жесткость турбобуров уменьшенных и ма­ лых диаметров увеличивает возможность потери их устойчивости и самопроизвольного искривления ствола, а также ухудшения их энер­ гетической характеристики. Установлено, что при осевых нагруз­ ках 12—15 тс турбобуры диаметром 65/8/7 теряют продольную ус­ тойчивость и изгибаются, при этом вращающие моменты на их валах заметно снижаются.

В случае бурения с отклонителем, установленным над турбо­ буром, снижение жесткости последнего приводит к уменьшению отклоняющей способности компоновки низа бурильного инстру­ мента. А в процессе работы с отклонителем, установленным ниже центра тяжести турбобура (эксцентричный ниппель), а также с компоновкой для безориентированного бурения, меньшая жест­ кость турбобура улучшает проходимость по искривленному стволу. Последнее положение справедливо и для случаев бурения без от­ клонителя и со стабилизаторами кривизны.

Рост числа оборотов турбобуров с уменьшением их диаметра снижает стойкость трехшарошечных долот.

Электробуры

Для бурения скважин различного диаметра промышленностью выпускаются электробуры диаметром от 290 до 164 мм [30]. Во­ просы проектирования и бурения наклонных скважин уменьшен­ ных диаметров электробуром аналогичны турбинному бурению. Отличительными особенностями электробуров являются: постоян­ ство скорости вращения, большая длина и вес, наличие токоподвода, возможность уменьшения скорости вращения вала до 145— 220 об/мин при помощи редукторных вставок.

Наличие токоподвода связи позволяет при помощи телеметри­ ческой системы бурить электробуром наклонные скважины с по­ стоянным контролем угла, азимута искривления ствола и азимута установки отклонителя.

Отклонители

Для искусственного искривления ствола наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров в заданном направлении приме­ няются различные типы отклонителей. В турбинном бурении к ним относятся: кривой переводник, кривая труба (в редких случаях), металлический и резиновый эксцентричные ниппеля, отклонители типа ОМТ и ОТС. В последних двух отклонителях кривой перевод­ ник вмонтирован между ниппелем и корпусом турбобура. Основ­ ные особенности этих отклонителей описаны в работах А. Г. Ка­ линина, Ю. С. Васильева, А. С. Бронзова, Г. А. Шетлера, Н. Б. Си-

вохиной [12, 14, 32, 33].

16

Влияние уменьшения размеров отклонителя в результате пере­ хода к бурению наклонных скважин уменьшенных и малых диа­ метров отрицательно сказывается на работе кривого переводника, кривой трубы и отклонителей типа ОМТ, ОТС. Ввиду снижения жесткости отклоняющая способность их уменьшается.

Для бурения наклонных скважин электробуром в качестве от­ клонителя применяется механизм искривления МИ, который мон­ тируется между электродвигателем и шпинделем электробура [30].

При каждом рейсе с указанными отклонителями возникает не­ обходимость дополнительных операций по их ориентированию. В тех случаях, когда ствол скважины искривлен в заданном на­ правлении и имеет зенитный угол более 5—6°, дальнейшее его увеличение или снижение (по необходимости) может быть осу­ ществлено использованием компоновок для безориентированного бурения. При этом отпадает необходимость операций по ориенти­ рованию инструмента. Метод безориентированного бурения был предложен А. М. Григоряном в 1944 г. [21].

За рубежом, особенно в США и Канаде, метод безориентиро­ ванного бурения широко применяется при проводке наклонных скважин роторным способом, а также при борьбе с самопроизволь­ ным искривлением скважин.

Для безориентированного бурения, в зависимости от цели пред­ стоящего рейса (увеличения или снижения угла искривления ствола) на определенном участке корпуса турбобура (или на УБТ при роторном бурении) устанавливают центратор с таким расче­ том, чтобы долото асимметрично разрушало, а также при необхо­ димости фрезеровало верхнюю или нижнюю стенки ствола. Кроме таких компоновок для безориентированного бурения может быть применен созданный во ВНИИБТ шарнирный отклонитель ОМШ-65/в" [32].

Стабилизаторы кривизны

При бурении наклонных скважин после участка набора кри­ визны под влиянием технических, технологических и геологических факторов угол и азимут искривления ствола изменяются. Исправ­ ление этих параметров искривления ствола требует дополнитель­ ных рейсов с отклонителем. В результате ствол наклонной сква­ жины приобретает более пространственный характер, увеличива­ ются возможности возникновения желобов в стенке ствола, различного рода осложнений и аварий, снижаются скорости буре­ ния, а следовательно, и эффективность проводки наклонных скважин.

Для предотвращения таких нежелательных явлений примене­ ние приспособлений, стабилизирующих достигнутые параметры искривления ствола, является настоятельной необходимостью, осо­ бенно при проводке наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров.

На практике проводки наклонных скважин для поддержания параметров искривления ствола применяют металлические и ре­ зиновые стабилизаторы кривизны. Они могут иметь гладкую или ребристую наружную поверхность, причем ребра направлены или вдоль образующих цилиндра, или имеют спиральную форму. Ста­ билизаторы кривизны устанавливаются на корпусе турбобура, между ниппелем и корпусом турбобура или на ниппеле.

Уменьшение диаметра самих стабилизаторов кривизны вслед­ ствие перехода к бурению наклонных скважин уменьшенных и ма­ лых диаметров не влияет на эффективность их работы. Эффектив­ ность применения стабилизаторов кривизны в основном зависит от правильного определения их размеров и места установки с учетом сочетания долота — забойного двигателя и условий бурения сква­ жины.

Бурильные трубы и УБТ

Уменьшение диаметра бурильных труб, утяжеленных буриль­ ных труб (УБТ), утяжеленных бурильных труб сбалансированных (УБТС), сверхутяжеленных бурильных труб (СУБТ) приводит к резкому росту гидравлических потерь, снижению их веса и жест­ кости. Вследствие роста гидравлических потерь приходится со­ кращать расход промывочной жидкости. Снижение веса буриль­ ной колонны ускоряет спуско-подъемные операции.

Снижение жесткости УБТ, УБТС и СУБТ с уменьшением их диаметров улучшает проходимость по искривленному стволу, по­ зволяет повысить допустимое приращение искривления скважин уменьшенных и малых диаметров. Вместе с тем, это повышает возможность потери устойчивости низа бурильной колонны и са­ мопроизвольного искривления скважины при бурении вертикаль­ ного ствола. Увеличивается угол закручивания бурильной колонны от действия реактивного момента забойного двигателя.

Особенности технологии бурения наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров

Особенности технологии проходки наклонных скважин умень­ шенных и малых диаметров вытекают из особенностей техники бу­ рения, уменьшения диаметра скважины, объема выбуриваемой породы и промывочной жидкости, зазора между стенками сква­ жины и элементами низа бурильной колонны, между стенками скважины и обсадной колонной и т. д.

Объем выбуриваемой породы находится в квадратичной зави­ симости от диаметра скважины, поэтому с уменьшением диаметра наклонных скважин соответственно будет снижаться затрачивае­ мая работа на разрушение породы и последующее ее измельчение. При этом улучшается очистка забоя от выбуренной породы и ее вынос за счет увеличения скорости восходящего потока вследствие

18

уменьшения кольцевогосечения между стенками скважины и эле­ ментами бурильной колонны. Также повышается степень очистки промывочной жидкости от частиц выбуренных пород в желобной системе и механизмах очистной системы (сито-конвейере, вибра­ ционном сите и т. д.) за счет сокращения ее объема.

В результате снижения объема выбуренной породы и времени контакта ее с промывочной жидкостью в процессе бурения наклон­ ных скважин уменьшенных и малых диаметров снижаются воз­ можности перехода глинистой фазы и других нежелательных фракций породы в промывочную жидкость и изменение ее пара­ метров. Это приводит к сокращению затрат времени и химических реагентов на восстановление и поддержание параметров промы­ вочной жидкости. Кроме того, при бурении наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров имеет место сокращение времени промывки скважины перед началом и после процесса бурения перед подъемом бурильного инструмента для смены долота, за­ мера инклинометром и других геофизических исследований.

С уменьшением диаметра скважин устойчивость их стенок зна­ чительно возрастает, поэтому число возможных осложнений со­ кращается. При этом интенсивность поглощения и ухода промы­ вочной жидкости, газо- и нефте- и водопроявлений снижается за счет уменьшения поверхности скважины в осложненном участке.

Практика бурения показывает, что во всех случаях с уменьше­ нием диаметра скважины объем каверн снижается, поэтому и со­ кращается работа, необходимая для вымывания обвалившейся породы. Кроме того, весьма важно, что значительное сокращение количества промывочной жидкости при уменьшении диаметра бу­ рящихся скважин, помимо снижения расхода глины, химических реагентов и утяжелителя, позволяет быстро восстанавливать или, в необходимых случаях, изменять параметры раствора для преду­ преждения и борьбы с поглощениями промывочной жидкости, с обвалами пород, с прихватом инструмента, а также с газо-, нефте- и водопроявлениями.

Вместе с тем с уменьшением диаметра скважин происходит рост гидродинамического давления на стенки ствола, которое в процессе спуска инструмента, проработки ствола, включения бу­ рового насоса и промывки скважины может привести к гидрораз­ рыву пласта, а следовательно, и к поглощению промывочной жид­ кости. Поэтому при проходке скважин уменьшенных и малых диаметров к качеству промывочной жидкости предъявляются бо­ лее высокие требования. Параметры раствора и его реологиче­ ские свойства должны соответствовать конкретным условиям бу­ рения.

Во избежание возникновения отмеченных нежелательных явле­ ний вследствие роста гидродинамических давлений, при проводке скважин уменьшенных и малых диаметров, помимо применения высококачественных растворов, необходимо, чтобы скорости спу­ ска бурильного инструмента, проработки ствола и восходящего