книги из ГПНТБ / Григорян, Н. А. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров
.pdfпотока не превышали определенных величин, которые вытекают исходя из градиента давления разрыва пласта. Эти вопросы осве щены в работах [54, 63, 64] и др.
Качество промывочной жидкости оказывает значительное влия ние на энергетическую характеристику турбобура. Исследования показывают, что энергетические параметры турбобура существенно зависят от реологических свойств промывочной жидкости. Установ лено, что пропорциональная зависимость перепада давления и вращающего момента на валу турбобура от удельного веса про мывочной жидкости, согласно теории турбич Эйлера, а также не зависимость числа оборотов и к. п. д. турбобура от удельного веса промывочной жидкости сохраняются лишь в пределах удельного веса ее до 1,50— 1,55 гс/см3, структурной вязкости до 0,20—0,25 Пз и динамического напряжения сдвига до 250—270 дин/см2. С уве личением удельного веса жидкости выше 1,55 гс/см3 перепад дав ления в турбобуре значительно возрастает, вращающий момент увеличивается, но не пропорционально росту удельного веса, а в меньшей степени. При этом число оборотов и к. п. д. турбобура существенно снижаются.
От правильного проектирования режимов бурения и учета кон структивных особенностей применяемых долот во многом зависят показатели бурения наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров.
Практика бурения показывает, что с уменьшением диаметра долота механическая скорость проходки возрастает. При этом проходка за рейс зависит от характера воздействия на породу при меняемого долота. Она уменьшается в случае бурения шарошеч ными долотами и увеличивается при использовании алмазных и лопастных. В первом случае это объясняется тем, что, помимо тех нической причины (снижения стойкости опоры и вооружения в ре зультате уменьшения их геометрических размеров) возникают и технологические причины. При работе с турбобурами уменьшен ных и малых диаметров скорости вращения и удельные осевые нагрузки выше, чем при бурении с долотами нормального диаме тра. Повышение скорости вращения и осевой нагрузки снижает долговечность подшипников опоры долота.
Увеличение проходки с уменьшением диаметров алмазных и лопастных долот следствие как уменьшения пути резания за каж дый оборот инструмента пропорционально диаметру долота, так и улучшения очистки забоя и долота от частиц выбуренных пород, а также лучшего охлаждения долота.
Если при бурении вертикальных скважин проходка за один рейс предопределяется стойкостью долота, то в процессе проходки наклонных скважин на нее влияет также состояние профиля ствола. Иногда при работе с отклонителем ввиду расхождения фактических параметров искривления ствола с проектными огра ничивают проходку, поэтому долото поднимают с забоя несрабо танным (под замер инклинометром и т. д.).
20
Один из путей уменьшения расхода долот и соответственно времени спуско-подъемных операций при наклонном бурении со кращение интервала бурения на отклонителе. Для этого необхо
димо ствол |
скважины на участке набора кривизны направить |
в проектном |
азимуте с максимально допустимым приращением |
искривления, а в интервале бурения на прямой трубе обеспечить стабилизацию достигнутых угла и азимута искривления скважины.
В процессе проектирования профиля наклонных скважин и вы боре интенсивности искривления ствола необходимо для каждого
участка |
скважины установить |
какой элемент техники |
бурения |
|
(,низ бурильной колонны или обсадная колонна) |
обладает наи |
|||
большей |
жесткостью. В случае |
бурения скважин |
под |
обсадные |
колонны диаметром 299 мм и более обычными УБТ наиболее жест ким элементом является обсадная колонна. Если бурят с при менением УБТС или СУБТ, диаметром 229 мм и более, то они и являются наиболее жесткими элементами. В остальных случаях и при бурении под эксплуатационную колонну наиболее жесткий элемент — забойный двигатель. Следовательно, выбор допустимого приращения искривления ствола для отдельных участков сква жины следует производить учитывая жесткость этих элементов.
В зависимости от состояния техники и технологии бурения про ходка наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров мо жет быть осуществлена по двум основным вариантам.
I вариант. При проходке наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров искусственное искривление ствола в заданном направлении, т. е. применение отклоняющих приспособлений, осу ществляется в верхних интервалах в процессе бурения под кондук тор или промежуточные колонны долотами большого или нормаль ного диаметров. Дальнейшее бурение долотами уменьшенного или малого диаметров производится на прямой трубе или с примене нием стабилизирующих приспособлений.
II вариант. При проходке наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров искусственное искривление ствола, т. е. приме нение отклоняющих приспособлений, осуществляется, помимо уча стков большого и нормального диаметров, также на участках сква жины уменьшенного и малого диаметров.
Первый вариант проходки наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров сравнительно более доступный. Он может ис пользоваться при недостаточном совершенстве техники и техноло гии бурения с отклоняющими компоновками уменьшенных и малых диаметров, в процессе проходки глубоких и сверхглубоких наклон ных скважин. На больших глубинах, ввиду многоколонности кон струкции скважин и наличия на нижних участках стволов умень шенных и малых диаметров, поддержание параметров искривления ствола значительно легче, чем их искривление в заданном направ лении.
Осуществление второго варианта требует достаточной освоенно сти техники и технологии бурения с отклоняющими компоновками
21
уменьшенных и малых диаметров. Он может применяться при про ходке неглубоких наклонных скважин одноколонной конструкции, а также в глубоких и сверхглубоких наклонных скважинах, когда вследствие изменения параметров искривления ствола дальнейшее продолжение бурения скважины с использованием прямой трубы невозможно.
Снижение зазора между стенками скважины и забойным дви гателем уменьшает возможное приращение искривления ствола в случае бурения с отклонителем и интенсивность падения угла наклона и изменения азимута ствола при бурении на прямой трубе.
Изменение диаметра ствола наклонных скважин
При бурении нефтяных и газовых скважин в зависимости от физико-механических свойств проходимых пород и ряда техниче ских и технологических факторов фактический диаметр скважины может существенно отличаться от диаметра используемого долота. Установление характера изменения диаметра скважин имеет боль шое значение в деле проектирования профиля наклонных скважин, отклоняющих и стабилизирующих приспособлений, производства цементировочных работ и т. д.
Н. И. Шацов [76] отмечает, что увеличение диаметра ствола зависит главным образом от горизонтальной составляющей осевой нагрузки и возможности размыва стенок скважины. С ростом во доотдачи и удельного веса промывочной жидкости, а также ско рости потока в затрубном пространстве, повышается опасность размыва стенок скважины при циркуляции жидкости.
М. К- Сеид-Рза [64] указывает, что в ряде случаев изменение диаметра скважины может происходить в результате нарушения целостности ее ствола, причинами которого являются: трещинова тость пород, проникновение в породу фильтрующейся из глини стого раствора воды, механическое воздействие на породу, слабая связь между частицами породы и остаточные тектонические напря жения в них.
Сужение ствола скважины происходит в результате набухания глин (упругая деформация глин), налипания толстых корок к стенкам скважин и вытекания или ползучести, представляющих собой вязкопластичное течение глин. Эти явления в дальнейшем могут стать причинами затяжек и посадок бурильной колонны, за клинивания долота и т. д.
В работе [62], где приведены результаты анализа кавернограмм 120 скважин, пробуренных на месторождениях Азербайджана, Туркмении и Таджикистана, указывается, что независимо от усло вий бурения, против песчанистых (проницаемых) пород наблюда ется сужение стволов, а против глинистых (практически не прони цаемых)— образование каверн. Исключение составляют только рыхлые водонасыщенные пески и нефтеносные породы, которые также склонны к расширению ствола. При этом отмечается, что
22
основной причиной образования каверн и сужений является физи ко-химическое воздействие промывочной жидкости на проходимые породы.
Увеличение диаметра скважины может происходить также под действием контактного давления изогнутого низа колонны буриль ных труб на стенки скважины в сочетании с вибрацией, возникаю щей вследствие работы долота на относительно твердом забое.
Указанные причины изменения диаметров скважины и наруше ния целостности ствола выявлены на основе анализа кавернограмм вертикальных скважин. Они сохраняют свою силу и при проходке наклонных скважин. Вместе с тем специфика бурения наклонных скважин такова, что она создает дополнительные причины, увели чивающие изменение диаметра скважин и нарушение целостности их ствола. Эти причины возникают вследствие наклонного распо ложения их стволов, применения отклоняющих приспособлений и стабилизаторов кривизны, более широкого диапазона встречи ство лов скважин с проходимыми пропластками и горизонтами и т. д.
Для изучения характера изменения диаметра ствола наклонных скважин проанализированы кавернограммы 40 наклонных сква жин, пробуренных долотами различного диаметра на площади Нефтяные Камни. Анализ кавернограмм показал, что при бурении наклонных скважин на месторождении Нефтяные Камни значи тельные участки стволов характеризуются расширениями, имею щими не локальный характер, а по своей протяженности занимаю щими значительный участок ствола, намного превышающий длину
низа бурильной колонны. |
направлений |
На некоторых кавернограммах под башмаками |
|
и технических колонн имеются локальные участки |
расширений |
(рис. 1,с), диаметр которых несколько больше диаметра долота, использованного при бурении соответственно под направление и промежуточную колонну. Это является результатом недопуска на правлений и технических колонн до забоя, а при их цементировке цементный раствор или не заполняет полностью пространство между забоем и башмаками указанных колонн, или в процессе вскрытия башмака цементный камень разрушается с образованием уширений.
Такие местные расширения или каверны под башмаками тех нических колонн, когда ствол скважины на этих участках искрив ленный, иногда являются причинами остановок геофизических при боров в процессе электрометрических измерений. Поэтому прихо дится в таких случаях замеры ^инклинометром осуществлять через бурильные трубы («голый конец»). Во избежание таких нежела тельных явлений спуск направления и технических колонн надо производить до забоя, или же максимально сократить высоту та ких карманов.
Сопоставление кавернограмм показало, что в большинстве слу чаев диаметр скважин, пробуренных в направлении падения пла стов, больше, чем при бурении по восстании пластов. В качестве
23
примера на рис. 1,6, в приведены кавернограммы скв. 913 и 866, пробуренных долотом диаметром 214 мм в одинаковых условиях куста скв. 503, но в разных направлениях — соответственно по вос станию и по падению пластов.
Такое явление А. Г. Калинин [32] , Ю. Т. Морозов [56] объяс няют изменением скорости разрушения пород забоя и стенки сква жины в различных направлениях встречи долота с плоскостью
Рис. 1. Кавернограммы:
а — скв. 946; 6 — скв. 913; в — скв. 866
напластования. Если при бурении по восстанию пластов скорость разрушения забоя максимальная, а скорость разработки стенки скважины — минимальная, то при бурении по падению пластов имеет место обратная картина.
Для изучения динамики изменения ствола скважины во вре мени в скв. 1551, 1098, 946 и 1511 были проведены повторные за меры каверномером соответственно через 3, 7, 8 и 20 дней после первого замера каверномером. В качестве примера на рис. 2 при ведена совмещенная кавернограмма двух замеров для скв. 1511.
Анализ полученных кавернограмм показал, что как при пер вом, так и при втором замерах каверномером сужение стволов в скв. 1551, 1098, 946 и 1511 отсутствует. Всеми этими скважинами вскрыта балаханская свита, «перерыв» и НКХ, а в скв. 1551 также НКП и в скв. 1098 — КС, ПК и КаС.
Сопоставление кавернограмм показало, что если среднее зна чение коэффициента уширения ствола т (отношение диаметра
24
скважины к диаметру долота) при первом замере колеблется в пределах 1,05н-1,09, то при втором замере оно колеблется в пре делах 1,10-5-1,18.
В результате анализа кавернограмм установлено, что среднее значение коэффициента уширения т колеблется в процессе буре ния 394-мм долотом в пределах 1,04-5-1,13; 346-мм долотом —
1,04-М,15; 243-мм долотом— 1,05-5-1,18 и 214-мм долотом— 1,08-5- -М,20. Максимальные значения коэффициентов уширения ствола на участках локальных расшире ний длиной не менее 10. м состав ляют: при бурении 394-мм доло-
том — 1,14-М,27; |
346-мм |
доло- |
320 |
|
том — 1,25-М,30; |
243-мм |
доло- |
||
|
||||
том — 1,28-5-1,34 |
и 214-мм |
доло- |
|
|
том — 1,30-5- 1,38. |
|
|
|
Из приведенных данных сле дует, что с уменьшением диа метра наклонных скважин значе ние коэффициента уширения ство ла увеличивается, а абсолютное значение этого уширения снижа ется.
При оценке влияния измене ния диаметра скважины, по срав нению с диаметром долота, на процесс проводки наклонных сква жин следует иметь в виду, что это изменение может происходить
вдва этапа.
Кпервому этапу следует от 000
нести |
то |
увеличение |
диаметра |
Рис. 2. Совмещенная кавернограмма двух |
||
скважины, |
которое |
происходит |
||||
замеров скв. 1511: |
||||||
в процессе |
разрушения породы |
/ — первый замер; 2 |
— второй замер, спустя |
|||
(в результате действия горизон |
20 |
дней |
||||
тальной составляющей осевой на |
|
|
||||
грузки, |
радиальной вибрации долота и турбобура, размыва промы |
вочной жидкостью стенки скважины в процессе бурения, влияния утечки промывочной жидкости через ниппель турбобура и т. д.). Увеличение диаметра скважины в первом этапе влияет на напря женное состояние низа бурильной колонны с отклонителем, а сле довательно, и на величину отклоняющей силы, и на процессы ис кривления ствола скважины при асимметричном разрушении забоя и фрезерования стенки ствола, на работу компоновки со стабили затором кривизны и т. д.
Ко второму этапу изменения диаметра скважины по сравнению с диаметром долота (увеличение и уменьшение) относятся изме нения, связанные с фактором времени и с нарушением целостности
25
ствола скважины (под действием контактного давления изо гнутого низа колонны бурильных труб на стенки скважины в соче тании с вибрацией, возникающей вследствие работы долота на забое; влияния восходящего потока промывочной жидкости; фи зико-химического взаимодействия между глинистым раствором и его фильтратом и породами, слагающими стенки скважины; желобообразования при спуско-подъемных операциях бурильной ко лонны и т. д.). Изменение диаметра скважины во втором этапе должно быть учтено в процессе производства цементировок обсад ных колонн, установки цементных мостов, зарезки вторых стволов и т. п.
Отмеченное обстоятельство является одной из основных причин изменения интенсивности искривления ствола на различных участ ках скважины и при различных направлениях бурения относи тельно структуры месторождения в случае работы отклоняющими компоновками, а также различной эффективности работы стабили заторов кривизны.
Таким образом, к первой группе факторов, снижающих техни ко-экономические показатели бурения при уменьшении диаметра наклонных скважин, относятся:
1) снижение стойкости шарошечных долот уменьшенных и ма лых диаметров в результате уменьшения геометрических размеров элементов опоры и вооружения;
2)ухудшение энергетических параметров турбобуров умень шенных и малых диаметров;
3)рост гидравлических потерь в циркуляционной системе, вследствие уменьшения диаметров скважины, бурильных труб, УБТ и забойных двигателей;
4)уменьшение отклоняющей силы и возможного приращения угла искривления при использовании надтурбобурных отклоните лей (кривая труба, кривой переводник) в результате снижения жесткости турбобуров уменьшенных и малых диаметров;
5)уменьшение отклоняющей силы на долоте вследствие сни жения жесткости бурильных труб и УБТ;
6) снижение точности ориентирования отклоняющей компо новки вследствие роста угла закручивания бурильной колонны
врезультате уменьшения его жесткости;
7)уменьшение возможного приращения угла искривления ствола за счет снижения зазора между забойным двигателем и стенкой скважины и боковой фрезерующей способности шарошеч ных долот уменьшенных и малых диаметров вследствие меньшего завеса шарошек;
8)увеличение гидродинамического давления на стенки сква жины при спуске инструмента, включении бурового насоса, про мывке и проработке ствола в результате уменьшения зазора между бурильной колонной и стенкой скважины;
9)увеличение расхода долот и времени спуско-подъемных опе раций вследствие уменьшения проходки на долото;
26
10)некоторое, хотя и незначительное, снижение производитель ности скважин малых диаметров;
11)увеличение возможности самопроизвольного искривления вертикального ствола за счет меньшей жесткости элементов ком поновки низа бурильной колонны.
Ко второй группе факторов, улучшающих технико-экономиче
ские показатели при уменьшении диаметра наклонных скважин, относятся:
1)уменьшение объема выбуренных пород, улучшение очистки забоя скважины и выноса частиц выбуренных пород;
2)снижение расхода металла, цемента, глины, химических ре агентов, утяжелителя, электроэнергии, топлива и других матери алов;
3) снижение интенсивности уменьшения отклоняющей силы с ростом угла искривления скважины и интенсивности падения угла искривления скважины за счет уменьшения веса турбобуров уменьшенных и малых диаметров;
4) облегчение предупреждения и борьбы с поглощениями про мывочной жидкости, с обвалами пород, с прихватом инструмента и с газо-нефте-водопроявлениями вследствие уменьшения объема
промывочной жидкости; |
буриль |
5) улучшение проходимости турбобуров, УБТ и |
|
ных труб по искривленному стволу за счет снижения |
их жест |
кости; |
|
6) увеличение возможного приращения угла искривления при работе ниппельными отклонителями и допустимого прираще ния угла искривления скважины за счет большей гибкости турбо буров;
7) уменьшение интенсивности падения угла и азимута искрив ления скважины при работе на прямой трубе за счет снижения зазора между стенками скважины и турбобуром, веса последнего и боковой фрезерующей способности трехшарошечных долот уменьшенных и малых диаметров в результате меньшего завеса шарошек;
8)уменьшение времени спуско-подъемных операций вследст вие снижения веса бурильной колонны;
9)увеличение показателей работы алмазных и лопастных до
лот уменьшенных и малых диаметров; 10) снижение возможности самопроизвольного искривления
вертикального ствола в результате уменьшения зазора между стенками скважины и элементами компоновки низа бурильной ко лонны;
11)повышение возможностей применения компоновок для безориентированного бурения за счет увеличения их гибкости;
12)увеличение механических скоростей бурения с уменьше нием диаметра долота.
Безусловно изложенным полностью не исчерпывается пере чень положительных и отрицательных факторов, влияющих на
27
проводку наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров. Эффективность проводки таких скважин будет зависеть от влияния группы факторов, преобладающих при данных конкретных усло виях.
Вполне очевидно, что если осуществить ряд мероприятий, кото рые максимально снизили бы совокупное влияние первой группы факторов и при этом по возможности использовать влияние вто рой группы факторов, то можно будет успешно пробурить наклон ные скважины уменьшенных и малых диаметров с высокими технико-экономическими показателями.
ПРОЦЕСС ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН УМЕНЬШЕННЫХ И МАЛЫХ ДИАМЕТРОВ
Искусственное искривление стволов наклонных скважин в за данном направлении осуществляется при помощи отклоняющих компоновок. Ввиду того что технико-экономические показатели и качество проводки наклонных скважин во многом зависят от эф фективности производства этих операций, необходимо установить качественное и количественное влияние всех факторов на процесс искривления ствола и учитывать их при проектировании и бурении наклонных скважин.
Особенностями искривления скважин уменьшенных и малых диаметров являются значительно меньшая жесткость и низкие энергетические параметры применяемых турбобуров, малые за зоры между ними и стенками ствола, высокая скорость восходя щего потока промывочной жидкости. Последняя увеличивает эррозионное действие на стенки ствола, что приводит к значительному расширению скважины по сравнению с диаметром применяемого долота. Изменение этих факторов оказывает существенное влия ние на процесс искривления ствола.
Процесс искривления скважины при асимметричном разрушении забоя
Теория процесса искривления ствола за счет асимметричного
разрушения забоя разработана М. П. |
Гулизаде [28]и во ВНИИБТ |
|||
А. С. Бронзовым, Ю. С. |
Васильевым, |
Г. А. Шетлером [11]. Созданы |
||
несколько конструкций |
отклонителей, |
работающих |
по |
принципу |
асимметричного разрушения забоя. Они отмечают, |
что |
когда на |
долото не действует отклоняющая сила и отсутствует фрезерова ние стенки ствола, скважина искривляется за счет наклонного по ложения оси долота относительно оси скважины.
При искривлении скважины В' результате асимметричного разрушения забоя роль отклонителя сводится к компенсации от рицательного влияния нормальной составляющей веса системы долото—турбобур и поддержанию наклона оси долота к оси скважины.
Искривление ствола за счет асимметричного разрушения забоя может происходить также при наличии отклоняющей силы на до лоте, величина которой в данном случае настолько мала, что удельная контактная нагрузка в боковом направлении значительно
29