![](/user_photo/_userpic.png)
книги из ГПНТБ / Григорян, Н. А. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров
.pdfспособствует повышению проходки иа долото и механической скорости бурения соответственно на 3—28 и 5—36%.
На показатели работы долота значительное влияние оказывает направление бурения наклонных скважин по отношению к струк туре месторождения. Это вызывается изменением сопротивляемо сти горных пород к разрушению в различных направлениях отно сительно плоскости напластования.
Из сопоставления данных по бурению наклонных скважин в различных направлениях по отношению к структуре месторож дения следует, что наилучшие показатели работы долот получены при бурении в направлении по восстанию пластов, а наихудшие — при бурении по падению пластов. Например, в случае бурения по восстанию пластов долотом Б-243С с турбобуром ТС4-8" проходка на долото и механическая скорость бурения увеличиваются по сравнению с бурением по падению пластов: в балаханской свите соответственно в 1,36 и 1,27 раза и в свите I перерыва соответст венно в 1,30 и 1,37 раза. Если же в указанных случаях бурят с при менением стабилизатора кривизны, то проходка на долото и меха ническая скорость бурения в направлении по восстанию пластов
также |
увеличиваются: в |
балаханской свите соответственно |
в 1,20 |
и 1,44 |
раза и в свите |
I перерыва — соответственно в |
1,35 и |
1,33 раза. |
|
|
Аналогичная картина увеличения проходки иа долото и меха нической скорости бурения имеет место и при других сочетаниях типоразмеров долота и турбобура. Показатели работы долот в процессе бурения наклонных скважин влево и вправо по прости ранию пластов имеют промежуточные значения между показате лями их работы при бурении по восстанию и по падению пластов.
Таким образом, стабилизаторы не только предотвращают из менения угла и азимута искривления наклонных скважин, но и повышают показатели работы трехшарошечных долот. Для улуч шения технико-экономических показателей проходки наклонных скважин, особенно уменьшенных и малых диаметров, необходимо на прямой трубе бурить с использованием стабилизаторов кривизны.
Опыт бурения наклонных скважин уменьшенных диаметров
Азербайдоканскал ССР
В нефтяной промышленности Азербайджана впервые переход к бурению наклонных скважин уменьшенных диаметров турбобу рами Т^МЛ-б^в" и Т12МЗ-7У2" осуществлялся на морских пло щадях: банка Дарвина, Артем-море и Нефтяные Камни. Однако в первоначальный период перехода к бурению наклонных скважин уменьшенных диаметров возник ряд затруднений. Скважины про бурили с большим трудом и низкими технико-экономическими по казателями. Затруднения возникли вследствие отсутствия опыта
210
бурения наклонных скважин уменьшенных диаметров, отсутствия учета особенностей турбобуров Т12М1-65/8/7 и Т12МЗ-71/2,/, трех шарошечных долот диаметром 214 и 190 мм, уменьшения зазора между стенкой скважины и бурильной колонной и т. д.
Первая попытка бурения наклонной скважины 214-мм долотом с применением турбобура Т12М1-65/8" была сделана в 1957 г. на площади банки Дарвина (скв. 186), но оказалась неудачной.
Начиная с 1959 г., когда стали применять укороченные до 5,5-ь6 м турбобуры Т12М1-65/8" без верхнего переводника на пло щадях банка Дарвина и Артем-море, успешно бурят наклонные скважины 214-мм долотом. С 1961 г. здесь осуществляется эксплу атационное бурение только долотами уменьшенных диаметров. Конструкция скважин одноколонная, направление диаметром 299 или 273 мм спускается на глубину 50ч-100 м, а 146-мм эксплуата ционная колонна— до проектной глубины (до 1800 м).
На участке набора кривизны и изменения направления ствола наклонной скважины применяется следующая компоновка низа бурильной колонны: 214-мм трехшарошечное долото, укороченный
турбобур Т12М1-65/в" (50ч-60 ступеней длиною 5,5ч-6 |
|
м), 178-мм |
|||||
кривой |
переводник |
(2,5ч-3°), |
178-мм УБТ длиною |
12ч-24 м и |
|||
140-мм бурильные трубы с замками ЗШ. |
|
|
|
||||
На |
прямой |
трубе бурят секционным |
турбобуром |
ТС4-65/в// |
|||
с применением |
178-мм УБТ длиною 12ч-24 м. При бурении укоро |
||||||
ченным |
турбобуром |
Т12М1-65/8" расход |
промывочной |
жидкости |
|||
составляет 36ч-40 л/c., а при |
бурении |
секционным |
турбобуром |
||||
ТС4-65/8" — 18ч-20 л/с. |
|
|
|
|
|||
Ряд мероприятий, |
осуществленных автором данной работы (при |
менение укороченных турбобуров Т12М1-65/8// без шейки, со специ альным жестким переводником и переделанным шпинделем от турбобура диаметром 8", позволившего отказаться от переходного переводника между долотом и шпинделем турбобура, увеличение угла перекоса осей резьб 178-мм кривого переводника от 2° до 3°),
способствовал |
доведению |
интенсивности набора кривизны в случае |
|
бурения ряда |
наклонных |
скважин в |
период 1959—1960 гг. до 4 ч- |
ч-5° на 10 м проходки. Дальнейшее |
бурение этих скважин секци |
||
онным турбобуром ТС4-65/в// до проектных глубин проходило нор |
|||
мально. |
|
|
|
В 1961 г. на площади банка |
Дарвина |
провели |
первые опыты |
по бурению наклонных скважин |
190-мм |
долотом |
с укороченным |
турбобуром Т12М1-65/8" д л и н о й 5,5 м и 114-мм бурильными тру бами. Одиако результаты оказались неудовлетворительными. При спуске бурильной колонны появились посадки, а при подъеме — затяжки; вследствие зависания колонны не удавалось осуществить относительно равномерную подачу инструмента, что снижало по казатели работы долот. Кроме того, интенсивность искривления ствола значительно упала вследствие меньшей боковой фрезерую щей способности 190-мм трехшарошечных долот, уменьшения за зора между корпусом турбобура и стенкой скважины и прогиба
14* |
211 |
турбобура вследствие большей жесткости 178-мм кривого перевод ника.
Для предотвращения указанных отрицательных явлений разра ботали следующие мероприятия: улучшили механическую очистку промывочной жидкости от частиц выбуренных пород путем при менения сито-конвейеров и гидроциклонов; в интервале бурения без отклонителя проводили периодическую промывку; обтачивали ниппель укороченного турбобура Т12М1-65/8"; применяли 146-мм кривой переводник с УБТ диаметром 146-мм и длиной 10-ь 12 м.
Практика проходки наклонных скважин уменьшенных диамет ров показала, что при бурении на прямой трубе 190-мм долотом интенсивность падения угла искривления ствола меньше (1—2° на 100 м проходки), чем при бурении 214-мм долотом (4-ь5° на 100 м проходки). Это обстоятельство играет важную роль в деле сокра щения интервала бурения с отклонителем в случае бурения 190-мм долотом. Однако интенсивность искривления ствола при работе 5,5-мм укороченным турбобуром Т12М1-65/8" с 190-мм долотом оказалась меньше, чем с 214-мм. Поэтому для ее увеличения на чали применять укороченные турбобуры Т12М1-65/8" меньшей длины (4,1—4,5 м вместо 5,5 м) с 190-мм долотом. Это увеличило интенсивность искривления ствола (2-ь4° вместо 1-ь2° на 10 м про ходки) .
В процессе проводки ряда наклонных скважин уменьшенных диаметров турбобуры TC4-65/s" использовали с металлическим стабилизатором. При этом была достигнута стабилизация угла искривления скважины. Кроме того, здесь испытали стабилиза торы новой конструкции, предложенные Н. X. Бабаевым, М. К. Се- ид-Рза и А. А. Рзаевым. Эти стабилизаторы состоят из корпуса и четырех съемных вкладышей, которые вставляются в специально вырезанные продольные пазы на корпусе. На верхнем конце корпуса нарезается цилиндрическая резьба, с помощью которой стабилизатор ввинчивается в ниппель турбобура. Для этого на ниж нем конце ниппеля турбобура нарезается внутренняя цилиндриче ская резьба. С использованием данного стабилизатора при про ходке ряда наклонных скважин с помощью турбобура ТС4-65/в// стабилизировались угол и азимут искривления ствола. В необхо димых случаях применением съемных вкладышей большей тол щины этот стабилизатор можно использовать в качестве отклони теля для увеличения угла искривления ствола наклонной сква жины в направлении ее фактического азимута.
Переход к бурению наклонных скважин уменьшенных диамет ров способствовал значительному улучшению технико-экономиче ских показателей строительства скважин на морских площадях банка Дарвина и Артем-море. Так, по сравнению с проходкой на клонных скважин 295, 269 и 243-мм долотами коммерческая ско рость бурения наклонных скважин уменьшенных диаметров уве личилась: при бурении 214-мм долотом соответственно на 44, 12 и 8%, а при бурении 190-мм долотом — соответственно на 89, 46 и
212
41%. Себестоимость 1 м проходки по сравнению с проходкой сква жин 295, 269 и 243-мм долотами уменьшилась: в случае бурения 214-мм долотом соответственно на 21, 12 и 9%, а 190-мм доло том — на 36, 29 и 26 % [22].
На месторождении Нефтяные Камни бурение наклонных сква жин уменьшенного диаметра начато с 1959 г. Здесь оно осуществ ляется лучшим сочетанием долота и турбобура (214-мм долото и турбобур диаметром 742"), что позволяет увеличить вращающий момент в процессе углубления и отклонения скважины.
В геологическом отношении этот район весьма сложен и харак теризуется наличием как высоконапорных и нефтегазоводонасы щенных объектов, так и трещиноватых поглощающих пластов. Наличие такого разнообразия геологических осложнений плюс морские условия вызывают в процессе бурения скважины немало трудностей. Ввиду отсутствия опыта бурения наклонных скважин уменьшенного диаметра при переходе к бурению 214-мм долотами имело место увеличение времени борьбы с осложнениями, связан ными с поглощениями глинистого раствора. При этом значитель ные затраты материалов на приготовление и химобработку раство ров, а также на проведение тампонажных работ привели к росту себестоимости метра проходки на 24—28% и снижению коммер ческой скорости бурения на 15—20% [35].
Все это является результатом того, что в процессе бурения 214-мм долотом и турбобурами диаметром 71/2" кольцевой зазор значительно меньше, а в процессе спуска инструмента, восстанов ления циркуляции, проработки гидродинамическое давление воз растает, что приводит к поглощению раствора, а в ряде случаев к гидроразрыву пластов и уходу раствора.
Известковая обработка глинистого раствора, применение гуматного порошка, совершенствование системы механической очи стки глинистого раствора от выбуренной породы с помощью ситоконвейеров, установление предельных скоростей спуска колонны с учетом градиента давления разрыва пластов, проведение проме жуточных промывок при наличии поглощающих объектов, а также изоляционных работ цементом и гельцементом с инертными напол нителями (бурым углем, древесными опилками и т. д.) позволили снизить время борьбы с поглощениями, глинистого раствора при одновременном увеличении удельного веса проходки 214-мм доло том в общем объеме бурения.
Число скважин на площади Нефтяные Камни, проводимых с одного куста, доходит до 20-ь24. При сравнительно небольших глубинах скважин приходится иметь большие отклонения забоев от вертикали, участок набора кривизны здесь в основном приуро чивается к интервалу бурения под промежуточную колонну. Для этого применяется следующая компоновка низа бурильной ко лонны: 346 или 394-мм долота, турбобур Т12МЗ-9", кривой пере водник с углом перекоса осей резьб 2° 30'—3° 15', 178-мм УБТ длиной 18-ь24 м и 140-мм бурильные трубы.
213
Для ориентирования отклонителя с помощью забойного инкли нометра ЗИ-1М в эту компоновку между кривым переводником и УБТ включается диамагнитная труба из аустенитовой стали дли ной 6—7 м. Начиная с 1965 г. в качестве диамагнитных труб ис пользуются легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ), изготовлен-, ные из сплава Д16Т, для проведения инклинометрических замеров без подъема бурильной колонны из скважины [69]. Для этого ЛБТ диаметром 147 мм и длиной 72 м устанавливается между УБТ и 140-мм стальными бурильными трубами.
В процессе бурения под эксплуатационную колонну отклоняю щая компоновка состоит из 214-мм долота, турбобура Т12МЗ-7'/2// с резиновым эксцентричным ниппелем, ЛБТ диаметром 147 мм и длиной 72 м, стальные бурильные трубы диаметром 140 мм. При бурении участков стабилизации, малоинтенсивного увеличения или уменьшения угла искривления ствола применяется следующая компоновка низа бурильной колонны: долото диаметром 214 мм, турбобур Т12МЗ-77г" или ТС5Б-7 72" (при необходимости со ста билизатором на корпусе), УБТ диаметром 178 мм и длиной 12-=- 24 м, ЛБТ диаметром 147 мм и длиной 72 м, 140-мм стальные' бурильные трубы.
В случае бурения под промежуточную колонну применяются резиновые стабилизаторы кривизны, а в случае бурения под экс плуатационную колонну металлические.
Практика проходки наклонных скважин на месторождении Нефтяные Камни показала, что при бурении 214-мм долотом с турбобуром ТС5Б-77г" тенденция к естественному искривлению на вертикальных участках ствола, а также интенсивность снижения угла искривления в случае работы без отклонителя на наклонных
участках значительно меньше, чем |
при бурении 243-мм долотом |
с турбобурами Т12МЗ-8" и ТС4-8". |
|
Переход к бурению наклонных |
скважин уменьшенного диа |
метра на Нефтяных Камнях способствовал снижению себестоимо сти буровых работ, несмотря на то что средняя глубина скважин уменьшенного диаметра несколько возросла. Широкое применение ЛБТ в качестве диамагнитных труб позволило сократить количе ство рейсов с отклонителем, улучшить отработку долот, качество проходки и технико-экономические показатели бурения наклонных скважин.
Башкирская АССР |
|
|
По данным К. И. |
Мангушева и Р. |
И. Баймухаметова [53], |
Н. X. Богданова и М. |
У. Муратова [10], |
бурение наклонных сква |
жин 190-мм долотами с турбобурами 65/s,/ и 114-мм бурильными трубами буровики Ишимбая осуществили в 1959 г. при разведке Мусинского газоконденсатного месторождения. Здесь в процессе бурения разведочной скв. 3 до глубины 1866 м оказалось, что она «сухая». Поэтому для продолжения разведки данной скважины
214
последовательно пробурили дополнительно четыре наклонных ствола соответственно с забоями 2119, 2001, 2094 и 2024 м.
Первоначальное искривление ствола, а также регулирование угла и азимута искривления скважины производятся при помощи следующей компоновки низа бурильной колонны: 190-мм долото,
короткий турбобур |
Т12МЗК-65/8Л д л и н о ю |
2 ,3 - г- 4 м , 1 4 6 -м м |
кривой |
переводник с углом |
перекоса осей резьб |
3°, 146-мм УБТ |
длиной |
12 м и 114-мм бурильные трубы. Практика работы указанной ком поновкой показывает, что она обладает большой отклоняющей способностью.
После набора угла искривления скважины 35ч-51° далее бурят на прямой трубе секционным турбобуром ТС4-65/8" и используют УБТ. Применение секционного турбобура ТС4-65/8" после работы короткого турбобура Т12МЗ-65/8" не привело к заметным затяжкам
ипосадкам колонны при производстве спуско-подъемных операций.
Впроцессе бурения на прямой трубе во всех дополнительных стволах наблюдалась устойчивость азимутального направления. Это объясняют тем, что малый зазор между стенками скважины и корпусом турбобура, а также замками бурильных труб обеспечи
вает самоцентрирование бурильной колонны в стволе скважины. В сохранении устойчивого азимутального направления допол нительных стволов многозабойной скв. 3 немаловажное значение имело то обстоятельство, что углы искривления их были доведены до значительных величин, которые превышали критические значе
ния углов искривления скважин, выше |
которых |
азимут ствола |
в случае бурения на прямой трубе не изменяется. |
что в ряде слу |
|
Н. X. Богданов и М. У. Муратов [10] |
отмечают, |
чаев такая интенсивность искривления ствола вызывает затруд нения при спуске колонны для бурения без отклонителя. Для уменьшения интенсивности искривления ствола они предлагают использовать кривой переводник с меньшим углом перекоса осей резьб (1,5—2° вместо 3°) или же вводить в компоновку непосред ственно под отклонитель УБТ. На наш взгляд, было бы более эф фективно вместо введения УБТ под отклонитель несколько увели чить длину малогабаритного турбобура, т. е. применять вместо короткого турбобура укороченный. Это позволит в результате уве личения количества турбинок улучшить энергетические параметры турбобура и повысить показатели работы долот.
По данным Д. Миронова, бурение наклонных скважин на пло щади Туймазы 190-мм долотом и турбобурами диаметром 65/8" начато в 1960 г. Первая попытка зарезки ствола скважины ука занным сочетанием долота и турбобура была сделана в 1957 г., но оказалась безуспешной. Проходка наклонных скважин умень шенного диаметра здесь осуществляется в двух вариантах.
При проходке скважины по первому варианту первоначальное искривление ствола и набор необходимой кривизны осуществля ются в случае бурения под кондуктор 295-мм долотом, турбобуром Т12МЗ-9", кривым переводником с углом перекоса осей резьб 3°
215
и УБТ. Затем бурили 190-мм долотом и турбобуром ТС4-65/в". Для стабилизации угла и азимута искривления применяется стабили затор и УБТ длиной б м. Если возникает необходимость изменения азимута или угла искривления ствола, то используется малогаба ритный турбобур с искривленным шпинделем. При бурении по вто рому варианту участок набора кривизны приурочен к интервалу бурения 190-мм долотом. В качестве отклонителя используется турбобур 65/в" с искривленным шпинделем. Искривленный шпин дель для турбобура ТС4-65/8" разработан ВНИИБТ. К нижней сек ции турбобура ТС4-65/в// на резьбе, нарезанной под углом 1° к оси турбобура присоединена гребенчатая опора, заключенная в корпус.
В процессе разбуривания месторождений северо-запада Баш кирии кустами наклонно направленных скважин, как отмечает А. А. Щербанин [80], испытаны несколько отклоняющих компо новок:
1) долото диаметром 190 мм, укороченная нижняя секция тур бобура TC5E-65/s" с 60 ступенями, кривой переводник (3°), 146-мм УБТ длиной 7-4-10 м и 114-мм бурильные трубы с замками ЗУ;
2)долото диаметром 190 мм, отклонитель турбинный ОТС-б5^", 114-мм бурильные трубы с замками ЗУ;
3)долото диаметром 190 мм, отклонитель турбинный ОТС-б5^ "
сприсоединенной к нему верхней секцией, 114-мм бурильные трубы.
Установлено, что лучшие показатели работ долот получены при использовании ОТС-65/в" в двухсекционном исполнении, а наиболь шая интенсивность изменения угла искривления ствола на 10 м проходки — при работе с OTC-65/s" в односекционном исполнении.
Для корректирования направления ствола наклонных скважин без применения отклоняющих систем используются различные компоновки [81]. Дополнительный набор угла искривления ствола достигается применением следующей компоновки: 190-мм долото, муфта-стабилизатор, турбобур ЗТСбЕ-б5^ ' или ЗТСШ-б5^", 114-мм бурильные трубы с замками ЗУ. Темп набора кривизны составляет 20-4-50 мин на 10 м проходки.
Уменьшение угла искривления ствола достигается при помощи компоновки: 190-мм долото, маховик из УБТ диаметром 108 мм и длиной 3,5 м, турбобур ЗТСбЕ-б5^ ' или ЗТСШ-б5^ , 114-мм бу рильные трубы с замками ЗУ. Темп уменьшения угла наклона со ставляет 10-=-40 мин на 10 м проходки.
С целью стабилизации азимута ствола применяют стабилиза тор, представляющий собой ниппельную втулку шпинделя турбо бура с приваренными к ней шестью планками. Диаметр стабили затора в случае бурения 190-мм долотом составляет 184 мм.
На площадях Башкирии в широких масштабах испытано буре ние наклонных скважин уменьшенного диаметра электробурами с использованием телеметрической системы [19]. Для искусствен
ного |
искривления ствола |
применялась следующая компоновка |
низа |
бурильной колонны: |
190-мм трехшарошечное долото, элект |
216
робур Э170-10 с механизмом искривления МИ-170-10, телеметриче ская система СТЭ-164, УКИ (устройство контроля изоляции), 127-мм бурильные трубы. Применение этой компоновки в процессе бурения наклонных скважин долотами диаметром 190 мм на Туймазинской, Стахановской и Сергеевской площадях показало, что СТЭ обеспечивает необходимую точность проходки скважин и об ладает достаточной надежностью. Параметры ствола скважины и положение отклонителя наблюдаются бурильщиком по приборам наземного пульта телеметрической системы. Выявлено, что при искусственном искривлении ствола с помощью электробура с СТЭ нет необходимости ограничивать осевую нагрузку на долото и дли тельность его работы для проведения инклинометрических изме рений. В отдельных рейсах проходка на долото в случае работы с отклонителем достигла 125— 162 м. Причем после каждого рейса долота инклинометрические замеры не проводили.
Татарская АССР
В Татарской АССР наклонные скважины уменьшенных диамет
ров бурят с |
1960 г. Необходимость бурения наклонных |
скважин |
в условиях |
Альметьевской и Северо-Альметьевской |
площадей |
крупнейшего Ромашкинского месторождения обуславливается тем, что значительное число проектных точек находится под промыш ленными и жилищными объектами города Альметьевска, сел Кульшарипово, Кадырово и Урсала, под полотном железной дороги и рекой Зай, а также на пересеченной местности.
Проходка наклонных скважин в основном ведется по трехннтервальному профилю, состоящему из вертикального участка, уча стка набора кривизны и наклонно-прямолинейного участка. Длина вертикального участка зависит от проектного отклонения сква жины.
Для искусственного искривления ствола применяется следую щая компоновка низа бурильной колонны: 190-мм долото, укоро ченный турбобур 65/s" длиною 4 ч-4,5 м, 146-мм кривой переводник с углом перекоса осей резьб 2,54-3°, 146-мм УБТ и 114-мм буриль ные трубы. Бурильную колонну в начале ориентируют по меткам, а при достижении угла искривления ствола более 3° — с помощью аппарата Шаньгина—Кулигина. На прямой трубе бурят с исполь зованием одной секции турбобура ТС4-65/87/, над которой устанав ливают 146-мм УБТ длиной 104-12 м.
На основании опыта бурения наклонных скважин 190-мм доло том на Ромашкинском месторождении К. А. Шишин [79] отмечает следующие его особенности.
1.При работе с использованием кривого переводника и корот кого турбобура угол закручивания бурильных труб от реактивного момента незначителен и практически не учитывается.
2.В связи с тем, что 114-мм бурильные трубы не имеют доста точной жесткости после визирования аппаратом Шаньгина—
217
Кулигнна и установления кривого переводника в нужном направ лении, необходимо навинтить рабочую трубу, промыть, 2—3 раза приподнять инструмент на 6—8 м и опустить, затем повторным спуском аппарата Шаньгина—Кулигнна проверить правильность установки отклонителя.
3. Поскольку положение кривого переводника при резком и менении азимута скважины неустойчиво (особенно когда угол установки отклонителя превышает 90° вправо и влево относительно азимута скважины), то с целью предотвращения снижения кри визны ствола угол установки отклонителя не должен превышать 70—80° вправо и влево от азимута скважины. В случае необходи мости большего изменения направления ствола отклонитель вна чале устанавливается под углом 70° (вправо или влево от ази мута скважины), а затем через каждые 10ч-12 м проходки пово рачивается на 12—-15°.
Хотя пласты Ромашкннского месторождения характеризуются однородностью по твердости и строгой горизонтальностью напла стования, тем не менее в процессе бурения на прямой трубе ниж ней секцией турбобура ТС4-65/в" с применением 146-мм УБТ падает угол искривления ствола, а азимут искривления скважины имеет тенденцию к уменьшению, т. е. ствол искривляется влево относи тельно имеющегося направления.
Эффективным мероприятием по сохранению угла искривления скважины является применение стабилизатора кривизны. Для со хранения азимута искривления ствола в процессе бурения на пря
мой трубе большую эффективность дает поворачивание |
инстру |
||
мента на 90 ч-120° через каждые 1 — 1,5 м проходки |
с застопорен |
||
ным ротором. |
Если угол искривления ствола небольшой |
(8ч-12°) |
|
и указанные |
мероприятия не осуществляются, то |
рекомендуется |
создать запас угла искривления на Зч-4° и азимута на 8ч-10°. Обычный аппарат Шаньгина—Кулигнна позволяет ориентиро
вать отклонитель с достаточной точностью при углах искривления
скважины |
выше 3°. |
Конструктивные |
изменения, |
внесенные |
М. Н. Григорьевым, позволили успешно |
применять |
этот прибор |
||
для малых углов (1ч-1,5°) [79]. |
|
|
||
В 1961 г. на площади Альметьевска 190-мм долотом пробурили |
||||
скв. 5602 |
с отклонением |
забоя 1078 м при глубине по вертикали |
1690 м [11, 33]. Для искусственного искривления в скв. 5602 после довательно применяли отклонители ОМШ-б5^", ОМТ-3—65/в", уко роченный турбобур 65/в" с кривым переводником (3°) и УБТ длиной 10 м. Для поддержания угла и азимута искривления ствола ис пользовали специальный стабилизатор, предложенный сотрудни ками ВНИИБТ (Ю. С. Васильев и др.), который устанавливается между корпусом и ниппелем турбобура. Стабилизатор удержива ется на корпусе турбобура с помощью буртика в ниппельном за зоре.
На Бондюжском месторождении, разрез которого характеризу ется наличием 300-м глинистой толщи, 190-мм долотом успешно
218
пробурена наклонная скв. 272 с отклонением 806 м при забое 1780 м [9]. Скважина пробурена облегченной модернизированной установкой БУ-75-БРЭ. На участке набора кривизны применяли следующую компоновку низа бурильной колонны: 190-мм долото, укороченный турбобур Т12М1-65/8" длиной 5 м, кривой переводник с углом перекоса осей резьб 3°, 146-мм УБТ длиной 10 м и 114-мм бурильные трубы. За три рейса в интервале 133ч-277 м угол ис кривления ствола был увеличен от 2° 30' до 36° по азимуту 188°.
В процессе бурения интервала 277ч-398 м с применением пря мой трубы и без стабилизатора угол и азимут искривления ствола снизились соответственно на 2 и 4°. В интервалах 398ч-768, 802ч- ч-1250 и 1250ч-1540 м бурили стабилизатором конструкции ВНИИБТ, установленном в ниппельном зазоре турбобура. В первом
интервале |
была достигнута |
стабилизация угла искривления, |
во втором |
интервале он падал |
с интенсивностью 0°45/ на 100 м, |
а в третьем интервале (в толще сарайлинских глин) — с интенсив ностью 1° 10'. Т. Н. Бикчурин объясняет это результатом работы с изношенным стабилизатором кривизны. По-видимому, при буре нии сарайлинских глин стабилизатор внедрялся в стенку сква жины, вследствие чего уменьшилась его стабилизирующая способ ность. Для поддержания достигнутого угла искривления ствола диаметр стабилизатора в случае бурения глинистых пород должен быть больше, чем в случае бурения устойчивых карбонатных пород.
Западная Сибирь
За последние годы « а территории Западной Сибири открыты богатые месторождения нефти и газа, которые располагаются в труднодоступных местах, покрытых болотами, озерами и таеж ными лесами. Учитывая это, авторы [4] считают целесообразным освоение этих месторождений осуществлять методом кустового разбуривания залежей. Бурение наклонных скважин уменьшенных диаметров здесь ведется с 1965 г.
На Усть-Балыкском месторождении 214-мм долотом пробурен ряд наклонных скважин с большим смещением забоев. Например, скв. 501 при забое 2380 м имеет отклонение от вертикали в 1330 м, а скв. 531—1258 м. При проходке этих скважин для набора угла наклона и изменения азимута искривления ствола применялся 168-мм турбинный отклонитель ОТ конструкции ВНИИБТ. В этом случае приращение угла искривления на Ю м проходки составило 2°, а максимальный угол наклона — 48°.
В скв. 501 в интервале 1274—1521 м для безориентированного набора угла наклона использовали компоновку, состоящую из ро ликового расширителя, установленного на нижней секции турбо бура ТС6-65/з", и отрезка 146-мм УБТ длиной 8 м. Это позволило увеличить угол наклона на 41° 15' до 44° 15' при неизменном ази муте.
219