Обеспечение защиты от высокого давления.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ОГЛАВЛЕНИЕ

1. Назначение и области применения наклонно направленного и горизонтального бурения……………………………………………..……….….5

2.Основные определения и понятия………………………………….………........6

3.Причины и механизмы самопроизвольного искривления скважин.................10

3.1.Влияние геологических условий на искривление скважины….………........11

3.2.Технические причины искривления скважин……………………..................12

3.3.Технологические причины искривления скважин……………………..........12

3.4.Предупреждение самопроизвольного искривления скважин…………...….13

4.Измерение параметров кривизны при бурении скважин………………......…13

5.Способы бурения наклонно направленных скважин………….....................…16

6.Профили наклонных скважин………………………………………………......17

6.1.Расчет трехинтервального профиля с участком стабилизации зенитного угла………………………………………………………………...........19

6.2.Расчет трехинтервального профиля с участком падения зенитного угла…………………………………………………………………………………..22

6.3.Расчет четырёхинтервального профиля с участком стабилизации зенитного угла……………………………………………………………..…….....25

6.4.Проектирование и расчет профилей горизонтальных скважин………........27

6.4.1.Расчет профиля ГС плоского типа……………………………....................29

6.4.2.Расчет профиля ГС пространственного типа…………………......…...…..32

7.Бурение боковых стволов……………………………………………….....……35

8.Технические средства управления искривлением……….................................63

9.Обоснование режимных параметров при наклонном бурении.….…...……....68

10.Вынос частиц шлама из горизонтального ствола скважины…......................69

11.Ориентирование отклоняющих компоновок………………….…………...…73

11.1.Забойное ориентирование в вертикальном стволе…………………...….....76

11.2.Забойное ориентирование в наклонном стволе………………..……...…....79

11.3.Бурение с применением телеметрических систем………………………....80

11.3.1.Каналы связи телеметрических систем в бурении………........................82

11.3.2.Телеметрические системы ведущих стран мира……………...……….....84

11.3.2.1.ТС с проводным каналом связи…………………………………….…...84

11.3.2.2.ТС с электромагнитным каналом связи………………………………...93

11.3.2.3.ТС с гидравлическим каналом связи………………………....................95

11.3.2.4.ТС с комбинированным каналом связи……………………....................99

11.3.2.5.Аппаратно-программный комплекс контроля процесса бурения “Волга”………………………………..............................................................................100

12.Роторные управляемые системы …………………………………...…...…...103

13.Определение пространственного положения ствола скважины …...….…..143

14.Особенности строительства кустов скважин………………….………....….149

15.Некоторые технологические и экологические требования при наклонном бурении……………………………………………………...........................….….154 Литература…...………………………………………………………….………...156

4

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ НАКЛОННОНАПРАВЛЕННОГО И ГОРИЗОНТАЛЬНОГО БУРЕНИЯ

Разработка нефтяных и газовых месторождении в труднодоступных районах, на акваториях и шельфах морей и океанов, доразработка старых месторождений, уплотнение сетки разработки, охрана земельных угодий, усиление экологических требований, сложные геологические условия – главные причины бурения наклонных и горизонтальных скважин.

Наклонно направленными считаются скважины, искривление ствола которых предусматривается проектом. Под термином «горизонтальная скважина» следует понимать наклонно направленную скважину, имеющую горизонтальный или субгоризонтальный с углом более 800 участок ствола различной протяженности. Бурение таких скважин ускоряет освоение новых нефтяных и газовых месторождений, увеличивает дебиты и нефтеотдачу пластов, снижает капиталовложения, облегчает и упрощает обслуживание скважин.

В настоящее время практически все эксплуатационные скважины бурятся кустовым методом, когда устья нескольких скважин в кусте расположены близко друг к другу (4–5 м) на одной технологической площадке, а забои находятся в узлах сетки разработки. Число скважин в кусте колеблется от 2 до нескольких десятков.

Самым большим, состоящим из 64 скважин, является куст, построенный в черте города Лос-Анджелес, США. Для этих целей было сооружено специальное здание, в котором размещено буровое и эксплуатационное оборудование. Число морских скважин в кусте на морской платформе может достигать 50 и более.

Искусственное искривление скважин применяется с целью:

1)добычи нефти и газа из труднодоступных участков, занятых на поверхности промышленными и жилыми объектами, оврагами, горами, реками, озерами, болотами, лесами, морями;

2)экономии отводимых под строительство скважин плодородных земельных участков, лесов и др.;

3)экономии затрат на строительство оснований, подъездных путей, линий электропередач, связи, трубопроводов;

4)сокращения средств и времени на строительно-монтажные работы и обслуживание при эксплуатации скважин с близко расположенными устьями;

5)обхода зон катастрофических поглощений, обвалов и аварий в стволе скважины;

6)вскрытия продуктивных пластов, залегающих под пологим сбросом или между двумя параллельными сбросами;

7)проходки стволов на нефтяные пласты, залегающие под соляными куполами, в связи с трудностью бурения через них (соль «плывет», срезает бурильные и обсадные колонны);

8)бурения стволов для глушения открытых фонтанов и тушения пожа-

ров;

9)перебуривания части ствола скважины;

5

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

10)вскрытия продуктивного пласта под определенным углом для увеличения поверхности дренажа и увеличения дебита скважины;

11)многозабойного вскрытия продуктивного пласта.

Особого внимания заслуживает опыт по бурению специальных наклонно- горизонтально-восстающих скважин с целью прокладки дюкеров под руслами рек. С этой целью спроектировано специальное оборудование, позволяющее забуривать скважину без вертикального участка, под углом 8°–12° к горизонту. Нагрузка на долото создается гидравлическим домкратом, забойный двигатель

– электробур. Скважина проводится под дном реки на глубине 15–20 м. При выходе долота на поверхность на другом берегу реки бурильную колонну соединяют с дюкером и протаскивают всю систему труб обратно к устью скважины.

2. ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ И ПОНЯТИЯ

По величине отклонения скважины делятся на две группы: условно вертикальные и наклонные. К условно вертикальным относятся скважины, оси которых имеют незначительные (до 2–3°) и плавные отклонения от вертикали. Ко второй группе относятся скважины с большими отклонениями (до 60°, 90° и более) от вертикали и со значительными смещениями забоя по горизонтали (от нескольких десятков до тысяч метров). Такие скважины принято называть наклонными.

Отклонение скважины может быть вызвано как природными факторами (геологическое строение разреза), так и технико-технологическими условиями бурения.

Каждая скважина бурится по проекту, предусматривающему вполне определенное положение ее ствола в пространстве, которое может быть достигнуто с помощью различных технических средств. Для проводки скважины строго по проекту необходимо в любой момент с достаточной точностью знать фактическое положение ствола в пространстве, уметь управлять траекторией движения долота в процессе бурения.

Скважины, наклонный ствол которых предусмотрен проектом и осуществляется с помощью специальных технических средств, называются наклонно направленными. Искривленными называются скважины, наклонный ствол которых проектом не предусмотрен, а получен в результате неправильного или недостаточного учета геологических факторов или вследствие техникотехнологических упущений.

В настоящее время практически все эксплуатационные скважины как в России, так и за рубежом, бурятся кустовым методом, и являются либо наклонными, либо наклонными с горизонтальными участками в продуктивной части пласта. Пространственное положение любой точки характеризуется тремя ее координатами: X, Y, Z.

Пространственное положение оси скважины оценивают по совокупности координат отдельных ее точек, определяемых по данным измерений геофизическими приборами-инклинометрами.

6

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Координаты устья скважины, т.е. самой верхней точки ее оси, определяют топографической маркшейдерской службой и они известны еще до начала строительства скважины.

Положение любой точки А (рис.1) на оси скважины может быть определено расчетом, если известны ее расстояние от устья скважины по стволу, зенитные α и азимутальные β углы на участке от устья до точки А.

Зенитный угол α есть угол между касательной к оси скважины в точке замера и вертикалью.

Угол η = (90° – α) называется углом наклона и характеризует отклонение оси скважины в точке замера от горизонтали.

Азимут ϕ – угол, измеряемый в горизонтальной плоскости между направлением на север и проекцией на горизонтальную плоскость касательной к оси скважины в точке замера по часовой стрелке. Различают истинный (геофизический) и магнитный азимуты. Географический азимут отсчитывается от направления на северный географический полюс, а магнитный азимут – от направления на северный магнитный полюс. Географические и магнитные полюса Земли не совпадают. Координаты северного магнитного полюса 75°53′ с.ш. и 100°23′ з.д.; южного магнитного полюса – 66°06′ ю.ш. и 139°36′ в.д. Разница в замерах географического и магнитного азимутов минимальна на экваторе и возрастает с увеличением широты местности. Эта величина называется магнитным склонением, она известна для каждой местности.

Апсидальная плоскость – вертикальная плоскость, проходящая через касательную к оси скважины в точке проведения замера.

Отход (смещение) – расстояние между устьем скважины и забоем по горизонтали.

Круг допуска - круг с центром в проектной точке забоя радиусом Rк на кровле продуктивного пласта, в который должен попасть ствол скважины.

Рис.1. Схема определения параметров кривизны ствола скважин в точке замера: N – апсидальная плоскость; Р – горизонтальная плоскость

7

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Нормы допустимых отклонений забоев скважины от проекта, при которых не происходит существенного нарушения сетки разработки месторождения в табл.1.

Таблица 1 Нормы допустимых отклонений забоев скважин от проекта

Кривизна – предел отношения угла поворота касательной по дуге к длине этой дуги (рис. 2):

где С – кривизна; ϕ – угол поворота между касательными; ∆S – длина дуги между М и М1; М и М1 – точки на оси скважины.

8

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 2. Схема определения понятия кривизны скважины

Зенитное искривление – изменение зенитного угла между двумя точками замера.

Азимутальное искривление – изменение азимутального угла между двумя точками замера.

Пространственный или общий угол искривления – угол между двумя касательными, проведенными к оси скважины в точках замера, лежащих в плоскости искривления скважины. В этом случае принято допущение, что ось скважины на участке между двумя замерами представляет собой плоскую кривую.

Интенсивность искривления – приращение угла на единице длины ствола скважины. За единицу длины принято 10 м. Различают интенсивность iα зенитного, азимутального iβ и общего искривления iγ:

Практически при бурении происходит пространственное искривление скважины, меняются зенитный и азимутальный углы, т.е. имеет место общее пространственное искривление под некоторым углом γ.

Пространственное искривление на участке между точками замера n+1 и n выражается уравнением:

9

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3. ПРИЧИНЫ И МЕХАНИЗМ САМОПРОИЗВОЛЬНОГО ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН

При самопроизвольном искривлении ствола:

1)нарушается проектная сетка размещения забоев скважин, что может привести к снижению их суммарного дебита, коэффициента нефтеотдачи пластов, необходимости бурения дополнительных скважин с целью извлечения оставшихся целиков нефти;

2)затрудняется спуск обсадных колонн; в местах наиболее резких искривлений возможно нарушение их герметичности, увеличивается вероятность некачественного цементирования скважин;

3)осложняется добыча нефти, особенно при глубинно-насосной эксплуатации (разрыв штанг, протирание насосных и обсадных труб, увеличение нагрузок на трубы и станки-качалки);

4)образуются желоба, возникают посадки и затяжки бурильной колонны на незакрепленных участках искривленного ствола при спускоподъемных операциях;

4)удлиняется ствол скважины;

5)расходуется больше мощности на вращение бурильной колонны;

6)затрудняется ликвидация аварий;

7)осложняется контроль нагрузки на долото из-за зависания бурильной колонны;

8)затрудняется запуск забойного двигателя;

9)увеличивается стоимость строительства скважины по сравнению со стоимостью условно вертикальной.

Изучение причин искривления скважин показывает, что оно происходит в результате совместного действия большого числа факторов, которые можно объединить в три группы: геологические, технические и технологические. В общем случае все силы, действующие на долото, можно привести к равнодействующей силе и паре сил, момент которых равен главному моменту этих сил относительно центра долота.

Следует различать три случая (рис. 3).

1. Все силы приводятся только к одной равнодействующей, направленной под углом к оси долота. При этом под действием боковой составляющей этой силы долото будет прижато к стенке скважины. Интенсивность фрезерования стенки скважины долотом будет тем выше, чем больше прижимающая боковая сила, время фрезерования и меньше твердость пород.

Интенсивность искривления ствола скважины при фрезеровании зависит от геометрических размеров КНБК, ее упругой деформации, физикомеханических свойств разбуриваемых пород, фрезерующей способности долота, нагрузки на долото и ряда других факторов. Чем больше механическая скорость бурения, тем меньше при прочих равных условиях будет интенсивность бурения, т.к. долото не будет успевать фрезеровать стенку скважины.

10

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 3. Схема действия сил, обуславливающих искривление ствола скважины: F – отклоняющая сила; Gд – нагрузка на долото; М – момент сил

2.Все силы можно привести к равнодействующей, по направлению совпадающей с осью низа бурильной колонны, и к моменту, равному моменту всех сил относительно центра долота. Интенсивность искривления будет определяться главным образом кривизной самого нижнего участка колонны (направляющего участка), которая зависит, в свою очередь, от соотношения поперечных размеров скважины и низа бурильной колонны, ее продольной жесткости и осевой нагрузки.

3.Все силы можно привести к равнодействующей, направленной под углом к оси долота, и к моменту. В этом случае будет наблюдаться и фрезерование стенок скважины и асимметричное разрушение забоя. Исследованиями установлено, что для любой компоновки низа бурильной колонны (КНБК) независимо от сочетания диаметров долота и забойного двигателя, а также их длины при отсутствии прогиба забойного двигателя и уширения ствола возможность искривления ствола вследствие фрезерования стенки почти в 5 раз больше, чем вследствие асимметричного разрушения забоя.

3.1. ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НА ИСКРИВЛЕНИЕ СКВАЖИНЫ

К геологическим условиям, вызывающим искривление ствола скважины, относятся: наклонное залегание пластов, анизотропность горных пород, чередование пород, существенно отличающихся твердостью, трещиноватостью, кавернозностью, наличие тектонических нарушений, напряженное состояние пород.

При переходе из менее твердой породы в более твердую, если угол встречи долота (угол между осью долота и плоскостью напластования горной породы) с породой меньше, чем так называемый критический угол, ствол скважины будет искривляться вниз по падению пласта вследствие скольжения долота по плоскости пласта. Угол встречи при этом будет уменьшаться. При углах больших, чем критический, искривление будет происходить вверх по восстанию пласта, а угол встречи будет возрастать.

11

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В наклонно залегающих пластах при переходе из твердой породы в мягкую долото интенсивнее разрушает последнюю, в результате чего искривление происходит в сторону твердой породы, т.е. в направлении, противоположном направлению искривления при входе в более твердую породу. Но так как переход в мягкую породу обычно сопровождается сломом или сколом более твердой породы, то степень искривления при выходе из твердой породы меньше, чем при входе в нее.

При чередовании различных по твердости пород происходит, как правило, искривление и по зенитному углу и по азимуту.

Когда долото встречается с различного рода включениями и пустотами (валуны, трещины, карстовые образования), наблюдается незакономерное искривление ствола, интенсивность которого выше в мягких и рыхлых породах. Аналогичные незакономерные искривления наблюдаются также при пересечении скважиной участков, подверженных тектоническим движениям и нарушенных различными дизъюнктивными дислокациями.

3.2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ПРИЧИНЫ ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН

Ствол скважины может искривляться в самом начале бурения по так называемым техническим причинам. К ним относятся: несоосность вышки относительно осей стола ротора и шахтового направления; негоризонтальность стола ротора; использование искривленных труб (ведущих и бурильных) и труб, у которых резьбы нарезаны под углом.

Влияние технических причин на искривление скважин сказывается лишь до глубин в несколько десятков метров. При дальнейшем углублении начинают преобладать геологические и технологические причины искривления.

3.3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРИЧИНЫ ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН

К группе технологических относятся причины, определяемые режимными параметрами – нагрузкой на долото и частотой вращения.

Под действием осевой сжимающей нагрузки и центробежных сил (при роторном бурении) низ бурильной колонны теряет устойчивость и изгибается. Ось долота при этом отклоняется от оси скважины, что создает условия для асимметричного разрушения забоя и фрезерования стенки скважины. Чем больше нагрузка на долото, тем больше искривление низа бурильной колонны, тем больше вероятность искривления скважины.

12

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3.4. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ САМОПРОИЗВОЛЬНОГО ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН

Для предупреждения естественного искривления скважин необходимо исключить или уменьшить действие управляемых технических факторов и нейтрализовать действие неуправляемых геологических условий.

Технические причины искривлений должны быть устранены до начала бурения скважины.

Действие технологических причин искривления могут быть сведены к минимуму центрированием низа бурильной колонны, увеличением его жесткости, регулированием осевой нагрузки.

Цель центрирования нижней части бурильной колонны - препятствовать отклонению оси долота от оси скважины.

Увеличение жесткости и массы нижней части бурильной колонны повышает устойчивость к изгибу, уменьшает длину сжатой части, позволяет использовать повышенные нагрузки на долото.

Для компенсации геологических причин искривления (наклоннозалегающие анизотропные породы) можно использовать методы наклонно направленного разбуривания ствола в направлении, противоположном естественному искривлению.

4. ИЗМЕРЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ КРИВИЗНЫ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

При бурении необходимо знать фактические координаты ствола скважины для сопоставления их с проектными. С этой целью осуществляются замеры зенитного и азимутального углов или непрерывно по всему стволу скважины или через определенные интервалы глубин (например, через 20–50 м). Эти работы проводятся обычно с помощью специальных приборов-инклинометров, спускаемых в скважину по окончании бурения определенного интервала, или с помощью забойных телесистем, производящих измерения и передачу данных на дневную поверхность в процессе бурения.

Инклинометры могут быть двух типов: магнитометрические и гироскопические.

Принцип действия первых основан на использовании свойств гравитационного и магнитного полей Земли. Чувствительными элементами у них являются отвес и магнитная стрелка (акселерометр и магнитометр). Передача информации может осуществляться по кабелю для многоточечных приборов, либо прочитывается после подъема инклинометра из скважины – для одноточечных приборов. При этом положения магнитной стрелки и лимба-отвеса фиксируются в точке замера часовым механизмом.

Одноточечными инклинометрами (ЗИ, ИПВ) замеры раньше могла осуществлять буровая бригада. Инклинометры спускаются в скважину на стальном оцинкованном тросе. С помощью этих инклинометров бригада может производить и забойное ориентирование отклонителя.

13

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Многоточечными инклинометрами оснащены геофизические партии, обслуживающие буровиков. Эти инклинометры могут быть непрерывного (ИН1721, Зенит-40У) и точечного действия (КИТ, КИТА, МИР и др.). Приборы непрерывного действия дают информацию в виде кривых линий, точечного – параметры кривизны отдельных точек оси скважины через определенные интервалы глубин (через 10 м; 20 м; 50 м).

Магнитометрические инклинометры могут использоваться только в открытых стволах либо в диамагнитных трубах (сплавы Д16Т, 1Х18Н9Т).

Вобсаженную скважину и внутрь СБТ магнитное поле Земли проникает искажённым, поэтому магнитометрические инклинометры дают произвольные показания азимута.

Этих недостатков лишены гироскопические инклинометры. Принцип действия гироскопа основан на свойствах оси «волчка» сохранять свое положение в пространстве или на применении акселерометров и магнитометров. Их показания не связаны с магнитным полем Земли.

С помощью гироскопических инклинометров можно определять с большой точностью как зенитные так и азимутальные углы. Однако, конструктивно гироскопические инклинометры более сложны и существенно дороже магнитометрических.

Втабл. 2 приведены характеристики некоторых инклинометров с кабельным каналом связи.

Впоследние годы проводка наклонно-направленных скважин все больше

осуществляется с применением телеметрических систем. При этом над забойным двигателем (или над долотом при роторном бурении) устанавливается забойный блок телесистемы, имеющий, как минимум, датчики зенитного угла, азимута и положения отклонителя. Телесистемы многих фирм имеют датчики для геофизических измерений. Информация от забойного блока на дневную поверхность может передаваться по кабелю, гидравлическому, акустическому или электромагнитному каналам связи.

Одной из первых телесистем была разработанная в 40-х г. прошлого века система телеметрии, в которой каналом связи служил силовой кабель электробура, секции которого закреплялись внутри бурильных труб. При спускоподъемных операциях происходило соединение и разъединение секций кабеля. Такая конструкция канала связи не препятствовала СПО, но в случае аварий (прихватов) не позволяла спускать внутрь бурильной колонны устройства для ликвидации аварий.

Известны телесистемы с непрерывным кабелем, который вводится в бурильную колонну после спуска и извлекается перед подъемом. В такой линии связи значительно меньше затухание сигнала по сравнению с секционным кабелем, нет препятствий для прохождения приборов и других устройств внутри бурильной колонны, но затрудняются СПО.

14

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Инклинометры ИГ-50 и ИГМ-73 гироскопические. *Примечания: 1. Погрешности измерения азимута приведены для зенитных углов больших 50. 2. Инклинометры ИН1-721 и Зенит 40У осуществляют непрерывную регистрацию. 3.

Очень многие телесистемы используют для передачи информации с забоя гидравлический канал связи (ГКС) – промывочную жидкость внутри бурильной колонны или в кольцевом пространстве. Забойный блок телесистемы создает в жидкости положительные или отрицательные импульсы давления, кодирующие измеряемые параметры. Приемное устройство, устанавливаемое на вертлюге и на устье в кольцевом пространстве, улавливает эти сигналы и производит их раскодирование. Для питания забойного блока обычно используют аккумуляторы, блоки батарей или встроенный в ТС генератор с приводом от гидравлической турбины. Телесистемы с ГКС предъявляют повышенные требования к качеству промывочной жидкости – низкое содержание твердой фазы особенно песка, отсутствие пузырьков газа, низкий уровень помех от работы насоса и других механизмов.

В Российской Федерации широкое применение нашла телесистема с электромагнитным каналом связи (ЭМКС), когда информация с забоя с помо-

15

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

щью электромагнитных волн передается по горной породе на дневную поверхность.

Питание скважинных приборов осуществляется при помощи турбогенератора, приводимого в действие потоком промывочной жидкости. Препятствием для применения ЭМКС служит наличие в разрезе солей или горизонтов с солеными пластовыми водами, являющимися экраном для прохождения электромагнитных волн, или применение растворов с низким удельным сопротивлением. В бурильную колонну должна быть установлена прочная изолирующая вставка, для разделения «антенны» и «земли» системы.

5. СПОСОБЫ БУРЕНИЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

Наклонно направленные (Н/Н) скважины, как и вертикальные, могут буриться и роторным способом, и забойными двигателями. До 30-40 г.г. прошлого века до разработки в СССР турбобуров бурение наклонно направленных скважин во всем мире производилось роторным способом. Для искривления ствола скважины использовались клинья – отклонители (уипстоки). С разработкой гидравлических забойных двигателей для искривления ствола скважины стали использовать забойные двигатели-отклонители (на базе турбобуров, объемных двигателей, электробуров).

Очевидно, что условия работы бурильной колонны в наклонно направленных скважинах при роторном способе более тяжелые, чем при бурении забойными двигателями. На искривленных участках бурильные трубы испытывают знакопеременные напряжения, что может приводить к их усталостному разрушению. Из-за больших сил прижатия бурильные трубы при вращении подвергаются абразивному изнашиванию. Это обусловливает высокие требования к прочностным характеристикам бурильных труб при роторном способе бурения наклонно-направленных скважин.

С другой стороны, при вращении бурильных труб силы сопротивления осевому перемещению бурильной колонны значительно меньше, чем при бурении забойными двигателями, когда бурильная колонна не вращается. Это обусловливает лучшую передачу веса бурильной колонны к долоту, что особенно важно при бурении скважин с большими отходами, когда силы трения невращающейся бурильной колонны о стенки скважины сравнимы или больше осевой составляющей веса труб.

При проходке участков ствола скважин с большими зенитными углами (более 60-700) возникают трудности с выносом шлама. Вращение труб при роторном бурении способствует улучшению выноса шлама.

В связи с изложенным во всем мире сложилось следующее распределение способов бурения Н/Н скважин.

Участки набора и корректировки параметров кривизны, как правило, разбуривают с использованием гидравлических (электро) двигателейотклонителей. Остальные участки наклонно-направленных скважин проходят с

16

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

использованием того способа бурения, который принят в данном регионе (стране, фирме). Бурение скважин с большим отходом, так называемых пологих скважин, у которых длина ствола L много больше вертикальной глубины Н, осуществляется исключительно роторным способом с использованием роторных управляемых систем (РУС). Бурение таких скважин, а также скважин с горизонтальным стволом длиной более 400 м осуществляется станками с верхним приводом.

6. ПРОФИЛИ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН

Большое значение в наклонно направленном бурении имеет правильный выбор профиля (вертикальной проекции) скважины. Рациональный профиль позволяет до минимума сократить работу отклоняющей компоновки на возможно меньшей глубине, обеспечивает необходимое смещение забоя относительно устья (по горизонтали) и допустимую интенсивность искривления, а также свободное прохождение по стволу компоновок бурильной и эксплуатационной колонн. Профиль должен обеспечивать эксплуатацию скважины всеми современными методами и оборудованием достаточно долго и безаварийно. Причем забой скважины непременно должен находиться в так называемом «круге допуска».

Следовательно, профиль наклонной скважины необходимо выбрать таким, чтобы при минимальных затратах времени и средств довести ее до проектной глубины без осложнения и аварий, обеспечив надлежащее качество для длительной и безаварийной эксплуатации.

В настоящее время широко применяются и отвечают практически всем геолого-техническим условиям и технологическим требованиям бурения и эксплуатации профили скважин следующих типов (рис. 4).

Профиль типа А состоит из трех участков: вертикального 1, участка набора зенитного угла 2, участка стабилизации (наклонно прямолинейного) зенитного угла 3, продолжающегося до проектной глубины скважины. Применение этого профиля позволяет до минимума ограничить число рейсов с отклонителем, получить максимальную величину отхода при минимальном значении зенитного угла. Отсутствие перегибов ствола облегчает и ускоряет спускоподъемные операции. Эксплуатация скважин с подобным профилем не вызывает затруднений. Однако бурение участка стабилизации требует специальных компоновок низа бурильной колонны и высокой технологической дисциплины.

Профиль типа Б также состоит из трех участков. Но в отличие от А третий участок – естественного снижения (падения) зенитного угла. В этом случае необходимо набрать больший зенитный угол (при том же отходе), что увеличивает объем работы отклоняющей компоновки, ухудшает проходимость инструмента и геофизических приборов, осложняет условия эксплуатации скважины.

17

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Профиль типа В имеет четыре участка: вертикальный 1, набора зенитного угла 2 по радиусу RB, участок падения зенитного угла 3 по радиусу RB (обычно

RB < RB ) и вертикального участка 4.

Профиль типа Г состоит из четырех участков, но в отличие от типа В после вертикального 1 и участка набора зенитного угла 2 бурится наклонно прямолинейный участок 3, переходящий затем в участок 4 – падение зенитного угла.

Профиль типа Д имеет пять участков: вертикальный 1, набора зенитного угла 2 по радиусу RД, участок стабилизации 3, участок донабора зенитного угла 4 по радиусу R′Д с входом в продуктивный пласт при углах 85° и более и гори-

зонтальный участок 5, проходящий по продуктивному пласту. Длина участка 5 может составлять от нескольких десятков метров до 10 тыс. м и более (акватория Северного моря).

Профиль типа Е состоит из двух участков: вертикального и участка малоинтенсивного набора зенитного угла по большому радиусу RE. Этот тип профиля может быть применен при использовании безориентированного бурения либо в случаях работы самоориентирующихся отклоняющих систем, которые в настоящее время начали появляться как в России, так и за рубежом.

Анализ приведенных типов профилей показывает, что все они имеют первый вертикальный участок, который нужен для создания минимально необходимой нагрузки на долото. Вторым всегда является участок набора зенитного угла. Здесь осуществляются работы по ориентированию отклонителя прямыми методами, точность которых зависит от глубины.

По формуле М = 3° n можно определить ошибку при прямом методе ориентирования отклонителя (спуск по меткам). Здесь М – ошибка в градусах; п – число спущенных труб (меток на трубах). Поэтому стремятся эти работы провести на малых глубинах (100–300 м).

Поскольку наибольший объем бурения приходится на Западную Сибирь, где используется кустовой способ разбуривания месторождений, приводим характерные типы профилей для данного региона. При отходе до 300 м применяется профиль А, при больших отходах – профиль Г. При бурении скважин с горизонтальным окончанием применяется профиль Д.

Согласно существующим инструкциям интенсивность набора зенитного угла не должна превышать 1°30′ на 10 м, (Rmin = 382 м), а максимальное значение зенитного угла на участке стабилизации ≈20° при максимально возможной его протяженности. Как правило, на таких участках проектируется установка в эксплуатационных скважинах ЭЦН.

Практикой установлено, что удовлетворительная эксплуатация электропогружных и штанговых насосов обеспечивается при зенитных углах 20–25°.

Трех- и четырехинтервальный профиль широко распро-странен в ТиманоПечорском бассейне, в Среднем Поволжье, Башкортостане и Татарстане при бурении кустовым методом (профили типов А, Б, В).

Зарубежный опыт строительства кустовых скважин свидетельствует о том, что все большее число наклонных скважин бурится по профилям типа А и

18

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Д (иногда без участка 5). Могут быть и варианты профиля Д (дуга окружности, большой длины наклонно прямолинейный участок, участок с постоянно возрастающим значением зенитного угла).

Профили типов А и Д (разных вариаций) выгодно отличаются от других тем, что не имеют перегибов, это улучшает проходимость инструмента, снижаются силы сопротивления при движении бурильных и обсадных колонн.

Перспективным является двухинтервальный тип профиля Е, разработанный во ВНИИБТ, состоящий из вертикального участка, плавно переходящего в дугу большого радиуса (малоинтенсивный набор значения зенитного угла).

Необходимо отметить, что абсолютное большинство проектируемых типов профилей являются плоскими. Однако в процессе бурения, особенно в сложных горно-геологических условиях, происходит искривление скважин, и профиль становится пространственным.

Рис. 4. Типы профилей наклонных скважин

6.1. РАСЧЕТ ТРЕХИНТЕРВАЛЬНОГО ПРОФИЛЯ С УЧАСТКОМ СТАБИЛИЗАЦИИ ЗЕНИТНОГО УГЛА

Исходными данными для расчета являются:

–глубина кровли Hкр и подошвы Hп пласта;

–отход A по кровле пласта;

–длина вертикального hв участка;

–радиус искривления на участке набора зенитного угла R;

–конструкция скважины;

–интервал установки глубинно-насосного оборудования (ГНО).

Значения Hкр, Hп, A и интервала установки ГНО обычно задаются геологической службой НГДУ.

19

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Значение радиуса искривления R определяется выбранным типоразмером отклонителя и имеющимися ограничениями на интенсивность искривления.

Максимальный зенитный угол α (зенитный угол наклоннопрямолинейного участка) рассчитывается по формуле:

где H1 = Hкр − hв , A1 = A − R.

Участок стабилизации должен включать интервал установки ГНО. Формулы для определения длин всех участков и их горизонтальных и вертикальных проекций приведены в табл. 3.

Таблица 3

Формулы для расчета трехинтервального профиля с участком стабилизации зенитного угла

Схема трехинтервального профиля с участком стабилизации зенитного угла, показана на рис. 5.

20

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 5 Трехинтервальный профиль с участком стабилизции зенитного угла

21

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

6.2. РАСЧЕТ ТРЕХИНТЕРВАЛЬНОГО ПРОФИЛЯ С УЧАСТКОМ ПАДЕНИЯ ЗЕНИТНОГО УГЛА

Исходными данными для расчета являются:

–глубина кровли Hкр и подошвы Hп пласта;

–отход A по кровле пласта;

–длина вертикального hв участка;

–радиусы искривления на участке набора зенитного угла R1 и на участке падения зенитного угла R2;

–конструкция скважины;

–интервал установки ГНО

В связи с отсутствием участка стабилизации в интервале установки ГНО интенсивность падения зенитного угла не должна быть больше 2,5 гр/100 м, отсюда R2 должен быть не менее 2290 м.

Значения радиусов искривления R1, R2 определяются выбранными типоразмерами отклонителей и имеющимися ограничениями на интенсивность искривления.

Максимальный зенитный угол рассчитывается по формуле:

Формулы для определения длин всех участков и их горизонтальных и вертикальных проекций приведены в табл. 4.

22

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 4 Формулы для расчета трехинтервального профиля с участком падения

зенитного угла

Трехинтервальный профиль с участком падения зенитного угла показан на рис. 6.

23

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 6. Трехинтервальный профиль с участком падения зенитного угла

24

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

6.3.РАСЧЕТ ЧЕТЫРЕХИНТЕРВАЛЬНОГО ПРОФИЛЯ

СУЧАСТКОМ СТАБИЛИЗАЦИИ ЗЕНИТНОГО УГЛА

Исходными данными для расчета являются:

–глубина кровли Hкр и подошвы Hп пласта;

–отход A по кровле пласта;

–длина вертикального hв участка;

–радиусы искривления на участке набора зенитного угла R1 и на участке падения зенитного угла R2;

–конструкция скважины;.

–интервал установки ГНО.

Значения Hкр, Hп, A и интервалы установки ГНО обычно задаются геологической службой НГДУ.

Максимальный зенитный угол α (зенитный угол наклоннопрямолинейного участка) рассчитывается по формуле:

где A1 = A+ R2 (1− cosαкр ),

A2 = (R1 + R2 )− A1 , H1 = (Hкр − hв )+ R2 sin αкр .

Для расчета α необходимо знать αкр . Обычно αкр .на 10 – 150 меньше α. Поскольку оба они неизвестны, поступают следующим образом. Находится вспомогательный угол α1, считая его зенитным углом наклоннопрямолинейного участка в предположении, что участок набора зенитного угла отсутствует:

Зенитный угол при достижении скважиной подошвы пласта:

Формулы для определения длин всех участков и их горизонтальных и вертикальных проекций приведены в табл. 5.

25

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 5 Формулы для расчета четырехинтервального профиля

Четырехинтервальный профиль показан на рис. 7.

26

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис.7. Четырехинтервальный профиль

6.4. ПРОЕКТИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ПРОФИЛЕЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

С середины прошлого века во всем мире началось бурение скважин с горизонтальным отклонением, их часто условно называют горизонтальными скважинами (ГС). Имея кратно большую поверхность стенок скважины в продуктивном пласте (площадь фильтрации), ГС при прочих равных условиях (пластовое давление, проницаемость пластов) обеспечивают больший дебит пластового флюида.

Вместе с тем большая продолжительность вскрытия пласта по сравнению с вертикальными и наклонно-направленными скважинами может привести к существенному загрязнению околоскважинных зон пласта (ОСЗП). Это предъявляет повышенные требования к качеству промывочных жидкостей, используемых при проходке горизонтальных участков скважин. Кроме того, в

27

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

продуктивных пластах, как правило, вертикальная проницаемость меньше горизонтальной, и зачастую продуктивный пласт состоит из отдельных пропластков, разделенных малопроницаемыми перемычками. Это обстоятельство накладывает определенные требования к профилю горизонтального участка.

Профиль ГС включает, как правило, два или три участка набора зенитного угла. Первый из них (переход от вертикального участка к наклонно прямолинейному) имеет те же ограничения, что и для наклонно-направленных скважин – интенсивность искривления i не более 1,50/10 м, радиус искривления R1>380м. По величине радиуса кривизны второго участка искривления различают ГС с большим (радиус более 300 м), средним (радиус 100-300 м) и малым радиусом (10-60 м).

Горизонтальные скважины с большим радиусом могут быть реализованы при кустовом способе бурения с большими отходами и при длине горизонтального участка в 1000 м и более. При этом используется стандартная техника и технология наклонно направленного бурения, позволяющая получать интенсивность искривления до 1,5 – 20/10 м.

Горизонтальные скважины со средним радиусом применяются при бурении как одиночных скважин, так и для восстановления продуктивности эксплуатационных скважин. При длине этом максимальная интенсивность i = 2 6 градуса на 10 м проходки при длине горизонтального участка 450 – 900 м. Скважины, выполняемые по среднему радиусу, наиболее экономичны, так как имеют меньшую длину ствола (по сравнению с длиной ствола скважины с большим радиусом), обеспечивают более точное попадание в заданную точку на поверхности продуктивного пласта, что весьма важно при наличии тонких нефтяных и газовых пластов.

Горизонтальные скважины с малым радиусом успешно используются при разбуривании месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации, а также при бурении вторых стволов из ранее пробуренных скважин. Для этого вырезают окно, либо полностью фрезеруется участок обсадной колонны длиной в 8-10 м. В этих условиях насосное оборудование помещают в основном стволе, причем желательно, чтобы значение зенитного угла на участке его установки и выше не превышало 20°. Интенсивность искривления таких стволов может быть 1-2° на 1 м при радиусах 10-30 м, а длина горизонтального участка до 90-150 м.

Если бурение скважин по большому радиусу не требует специального оборудования, то проводка стволов со средним и коротким радиусом может быть осуществлена только с применением специальных бурильных труб и укороченных и коротких забойных двигателей.

Проектирование горизонтальной скважины начинают с определения протяженности, формы и направления горизонтального участка. Эти параметры зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, его толщины, литологии, твердости и устойчивости пород, угла падения пласта, т.е. от геологической характеристики пласта.

28

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В продуктивных пластах толщиной более 20 м профиль горизонтального участка может быть наклонным, чтобы пересечь все возможные проницаемые пропластки.

Если продуктивный пласт имеет небольшую толщину и неоднородную структуру, при которой имеются непродуктивные пропластки, то такие пласты целесообразно разбуривать волнообразно. Для того, чтобы при этом не выйти за пределы продуктивного пласта телеметрические системы, используемых при проводке ГС, должны иметь датчики, определяющие приближение долота к границам разбуриваемого пласта.

Оптимальная протяженность горизонтального участка зависит от соотношения увеличения затрат на проводку ГС по сравнению с вертикальной или наклонно-направленной и увеличения дебита, и может составлять от 100-200 м до 700-800 м.

6.4.1. РАСЧЕТ ПРОФИЛЯ ГС ПЛОСКОГО ТИПА (устье ГС находится в одной плоскости с горизонтальным окончанием)

В этом случае профиль плоский и состоит чаще всего из 5 участков: вертикального, двух участков набора зенитного угла, наклонно-прямолинейного и горизонтального.

Исходными данными для расчета являются:

–отход (расстояние по горизонтали от устья до точки входа в пласт) A;

–глубина кровли Hкр и подошвы Hп пласта по вертикали;

–длина вертикального h1 и горизонтального lг участков;

–радиусы искривления на первом R1 и втором R2 участках набора зенитного угла;

–конструкция скважины;

–азимут скважины φпр;

–интервал установки ГНО.

Значения A, Hкр, Hп, φпр, lг, интервал установки ГНО также задаются геологической службой НГДУ.

Значения радиусов искривлений R1, R2, R3 определяются выбранными типоразмерами отклонителей и имеющимися ограничениями на интенсивность искривления. На первом участке набора зенитного угла используют обычные турбинные (электро-) отклонители, дающие искривление большого радиуса.

На втором и третьем участках набора зенитного угла, как правило, используют забойные двигатели с регулируемым углом искривления между секциями, позволяющие в достаточно широком диапазоне менять интенсивность искривления, а также бурить прямолинейные участки.

Угол входа в пласт αкр во многом зависит от толщины продуктивного пласта. Для того, чтобы выйти при переходе к горизонтальному участку приблизительно на середину продуктивного пласта, угол входа в пласт должен быть равен:

29

где hп = Hп – Hкр — толщина пласта.

Расчетный зенитный угол (ЗУ) на наклонно-прямолинейном участке (участке стабилизации ЗУ) находится из выражения:

q = Hкр − R2 sin αкр − hв

Зависимости для выбора вертикальных hi, горизонтальных ai проекций участков профиля и их длин li приведены в табл. 6.

Таблица 6 Формулы для расчета плоского профиля скважин с горизонтальным

окончанием

Профиль ГС плоского типа показан на рис. 8.

30

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 8 - Профиль ГС плоского типа

Зачастую, согласно конструкции ГС предусматривается спуск в кровлю пласта эксплуатационной колонны. В этом случае добор зенитного угла до 900 в продуктивном пласте осуществляется другой компоновкой, чем при проводке скважины на участке 4а, и обеспечивающей на участке 4б искривление по радиусу R3. В этом случае:

31

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

6.4.2 РАСЧЕТ ПРОФИЛЯ ГС ПРОСТРАНСТВЕННОГО ТИПА

(Устье не лежит в плоскости горизонтального ствола)

Чаще всего конфигурация таких стволов состоит из двух плоских участков OBCD и DEFK (рис. 9), в пределах которых азимут поддерживают постоянным.

32

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 7 Формулы для расчета элементов профиля ГС, состоящего из двух пло-

ских участков

33

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис.9. План (а) и профили ГС пространственного типа в плоскостях ОD (б) и DEK (в)

Зачастую глубины кровли и подошвы пласта Нкр и Нп из вестны с определенными погрешностями (± 10 15 м). В этом случае есть опасность, что при использовании R3 ствол горизонтального участка может оказаться за пределами продуктивного пласта, особенно если последний имеет небольшую толщину.

В таких случаях поступают следующим образом. При достижении на втором участке набора зенитного угла величины 70-750 проводят бурение пилотного прямолинейно-наклонного ствола до вскрытия продуктивного пласта. Геофизическими методами определяют фактические значения Нкр и Нн. Пилотный ствол ликвидируют. Определяют необходимый радиус искривления R4 для попадания в продуктивный пласт

34

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где C = 0,5(Hкр + Нп ) − Нз; Нз - глубина забоя (по вертикали), с которого начи-

нается бурение третьего участка набора зенитного угла с радиусом R4; α2 – зенитный угол, в конце второго участка набора зенитного угла (70 – 750).

7.БУРЕНИЕ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

Врезультате недавнего всплеска активности технической мысли были разработаны новые способы «оживления» старых месторождений нефти и газа

итех участков залежей, которые не были затронуты разработкой. Однако для принятия оптимальных решений нужен коллектив специалистов широкого профиля с кругозором, выходящим за пределы традиционной научнотехнической специализации, характерной для нефтяной отрасли.

Новые технологии и стратегия промысловых сервисных работ, созданные в течение последнего десятилетия, способствовали тому, что наиболее предприимчивые добывающие компании пришли к общему мнению о необходимости дать новую жизнь старым скважинам. Сейчас, когда «оживление» месторождений с падающей добычей является главным направлением деятельности нефтегазодобывающих компаний, необходимы дополнительные усилия для отбора наиболее рациональных технических решений. Конечной целью любых «улучшающих» проектов является оптимизация добычи и экономических показателей, и сервисные компании принимают самое активное участие в достижении этой цели.

Растущие требования заставили сервисные компании «повысить квалификацию» и расширить перечень решаемых проблем по контролю за добычей и состоянием продуктивных пластов. Активизировалось техническое творчество. Например, в области бурения стволов-ответвлений технические разработки (бурение гибкими трубами, малогабаритные телеметрические системы и специальное оборудование для заканчивания боковых стволов) расширили выбор вариантов ускорения окупаемости инвестиций в месторождения. Но какой подход самый лучший, как его применить и в каких скважинах?

Впоисках ответов на такие вопросы сервисные компании провели реорганизацию с целью предоставления многопрофильных комбинированных услуг. Расширение кругозора способствовало увеличению перечня оказываемых услуг, включая поиск скважин с неиспользованными возможностями и экономически обоснованные рекомендации по повышению производительности скважин и максимальному увеличению их чистой текущей стоимости.

Совершенствование технологий бурения увеличило число скважин, из которых можно бурить боковые стволы с короткими и средними радиусами кривизны, а также разветвленные стволы, применяя бурильные колонны из обычных или гибких труб. В этом году только в США предстоит пробурить более чем 1500 вторичных скважин. К 1999 году число таких скважин увеличится на 25%.

35

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 10. Системы бурения боковых стволов

Возвращение к старым скважинам

Возвращение к старым скважинам для получения дополнительной добычи не является новым методом. Начиная с середины 50-х годов, нефтяные компании возвращались к старым скважинам и бурили боковые стволы, чтобы обойти зоны загрязнения коллектора или механические препятствия в скважине, экономя таким образом средства в сравнении с бурением новых скважин. Недавнее расширение рынка услуг по бурению боковых стволов обязано во многом совершенствованию технологий бурения и заканчивают скважин.

Бурение боковых стволов снижает стоимость строительства горизонтальных скважин. Кроме увеличения производительности скважин, бурение боковых стволов позволяет отбирать углеводороды из коллекторов, ранее не охваченных разработкой (рис. 11). Многоствольные разветвления из существующих скважин улучшают условия вскрытия продуктивного пласта (рис. 12). А небольшие изолированные залежи нефти или газа могут быть вскрыты скважинами с большими отходами от вертикали, в том числе и многоствольными (рис. 13). Обычно горизонтальные скважины по производительности превосходят вертикальные скважины в 3-4 раза, а в некоторых случаях наблюдалось увеличение производительности в 17 и более раз. Кроме того, при наличии газовой шапки или подстилающей воды (или того и другого вместе) горизонтальные скважины дают значительный прирост извлекаемых запасов.

Не для всех скважин бурение боковых стволов является наилучшим способом повышения производительности. В связи с этим корпорация Шлюмбер-

36

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

же выбрала увеличение отдачи пластов в качестве основной цели своей сервисной деятельности. Направления приложения усилий определяются объединенной группой инженеров, делегированных компаниями и решающих проблему выбора скважин-кандидатов на проведение работ по повышению отдачи, пластов. Эта так называемая Группа повышения нефтеотдачи пластов (английская аббревиатура PEG) несет основную ответственность за отбор скважинкандидатов и выработку проектных решений. На основе техникоэкономического анализа промысловой информации о скважинах или месторождениях инженеры группы PEG принимают оптимальное проектное решение, используя помощь специалистов соответствующего профиля. Решение зависит от возникающих проблем и может включать новые геофизические исследования, ревизию уже имеющихся каротажных материалов, бурение новых скважин или ответвлений, повторную перфорацию, обработку прискважинной зоны для интенсификации притока или другие виды капитального ремонта скважин. Все это делается для обеспечения первоклассного сервиса при решении любого вопроса, относящегося к повышению нефтеотдачи пластов.

Добыча из незатронутых эксплуатацией пластов

Рис. 11. Повышение текущей стоимости старых месторождений Бурение горизонтальных ответвлений из существующих скважин позво-

ляет вскрыть незатронутые эксплуатацией продуктивные пласты.

37

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Скважины-кандидаты для бурения боковых стволов

Гидроразрывы, повторная перфорация, восстановление коллекторских свойств пласта при обработке кислотой и новое заканчивание скважины - все это широко применяемые методы увеличения продуктивности существующих скважин, а значит и чистой текущей стоимости на старых месторождениях. В настоящее время бурение боковых стволов привлекает повышенное внимание в связи с потенциальным увеличением отдачи из загрязненных или истощенных пластов и возможностью вскрыть новые пласты с меньшими затратами.

Итак, когда надо бурить боковые стволы? Во многих случаях применение традиционных технологий и технических средств может оказаться неэффективным или нецелесообразным. В старых скважинах бурение боковых стволов можно считать наилучшим техническим решением, если есть надежное обоснование эффективности вскрытия продуктивной зоны наклонным или горизонтальным стволом. Бурение боковых стволов из существующих скважин дешевле, чем строительство новых скважин. Кроме того, траектория бокового ствола проходит вблизи старой скважины, где продуктивная зона уже охарактеризована керновыми и каротажными данными, а также результатами испытания и эксплуатации пластов.

Оптимизация отдачи пласта

Рис. 12. Повышение добычи за счет сети боковых стволов

38

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Дополнительные боковые стволы расходятся веером из существующей обычной или горизонтальной скважины и улучшают условия притока из пласта.

Вскрытие удаленных структур

Новые технологии и технические средства бурения могут повысить потребительскую стоимость за счет вскрытия мелких залежей нефти. Используя новейшие забойные двигатели и геонавигацию, можно бурить с морских платформ направленные скважины с отходами в несколько километров, исключая необходимость дополнительного строительства. Сеть боковых стволов, пробуренных из основной скважины, могут вскрыть различные части месторождения, позволяя отказаться от бурения новых скважин.

Рис. 13. Повышение эффективности разработки мелких залежей Если существующая скважина вскрыла газовую шапку или прошла вбли-

зи нее, а также при наличии подстилающей воды, то содержание газа или воды (зачастую и того и другого) в добываемой продукции скважины обычно увеличивается. При отсутствии газовой шапки традиционным способом отсрочить прорыв воды является перфорация только верхней части продуктивного интервала. Однако во многих случаях при радиальном притоке флюида создаваемой депрессии бывает достаточно, чтобы подтянуть воду к зоне перфорации в виде конуса (рис. 14). Достигнув нижних перфорационных отверстий, вода, благодаря ее большой подвижности, может стать основным компонентом продукции скважины.

При сильном подпоре «нижней» воды обводнение скважины может иметь место даже при отсутствии водонефтяного контакта повышенной подвижности. Как правило, стволы горизонтальных скважин располагают ближе к кровле продуктивного пласта, поэтому перепад давления, перпендикулярный к оси скважины, приводит к подъему воды в виде треугольной призмы, а не конуса (рис. 15). Для образования такой призмы необходимо вытеснить гораздо боль-

39

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ше нефти, чем для образования конуса, то есть отдача пласта увеличивается даже за счет геометрических характеристик водяного потока.

Вотложениях, склонных к выносу песка, бурение боковых стволов может исключить необходимость спуска дорогостоящих гравийных фильтров, используемых для борьбы с песком. В отличие от вертикальных, горизонтальные скважины позволяют отбирать столько же или больше продукции при значительно меньших депрессиях на пласт.

Следующим преимуществом боковых стволов является улучшение условий вскрытия многопластовых месторождений. Если отдельные пласты имеют достаточную мощность для размещения в них горизонтальных стволов, то очень эффективной стратегией является бурение нескольких расположенных друг за другом боковых стволов в эти пласты из одной скважины. Меняя протяженность вскрытия каждого пласта обратно пропорционально интенсивности притока, можно поддерживать равномерную удельную отдачу пластов (суммарная добыча из пласта, отнесенная к падению пластового давления).

Более дешевым решением этой проблемы является вскрытие всех пластов одним наклонным боковым стволом. При проектировании траектории такого бокового ствола можно предусмотреть увеличение протяженности вскрытия пластов с меньшими дебитами, чтобы поддерживать удельную отдачу пластов на приблизительно одинаковом уровне. Однако в случае обводнения одного из высокопроизводительных пластов, изолировать его будет гораздо трудней, чем

вмногоствольной скважине.

Всравнении с вертикальной скважиной, наклонный боковой ствол может значительно увеличить отбор из тонкослоистого месторождения, где из-за малой мощности невозможно разместить горизонтальный ствол в каждом отдельном пропластке. Часто, углеводородсодержащие пласты не включают в число эксплуатационных объектов, или они не дают притока при начальных методах заканчивания скважины. Такие интервалы можно дополнительно проперфорировать, и после гидроразрыва значительно увеличить производительность скважины. Однако в маломощных пластах бурение боковых стволов с горизонтальными участками эффективнее гидроразрывов.

Ввиду особых условий осадконакопления стратиграфическое строение некоторых залежей обеспечивает условия миграции углеводородов в горизонтальном и вертикальном направлениях. Геологические фации с контрастными коллекторскими характеристиками могут быть как экранами, так и каналами для миграции. Иногда песчанистые коллекторы могут иметь слишком малую мощность, чтобы быть выделенными в сейсморазрезе, но благодаря большой протяженности, они видны на амплитудных сейсмокартах структурных горизонтов. В таких случаях горизонтальные скважины могут идеально решить проблему эксплуатации пластов малой мощности и вскрытия углеводородных залежей, удаленных по горизонтали от устья скважины.

Больше всего горизонтальных скважин бурят в трещиноватых коллекторах типа мелоподобных известняков Остин на юге Техаса. Когда горизонтальные скважины бурятся перпендикулярно плоскостям природных трещин, создается отличная дренажная система для повышения добычи. Выявление зон

40

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

трещиноватости и определение ориентации трещин являются решающими условиями успешного проектирования скважин в таких породах.

Рис. 14. Оптимизация добычи Залежи можно подразделить по характеру дренажной зоны (левая колон-

ка). Для любой из видов залежи эффективными могут оказаться несколько типов скважин: вертикальные, вертикальные с гидроразрывами пластов, наклонные, горизонтальные, горизонтальные с гидроразрывами, многоствольные и многоствольные с ответвлениями на разной глубине. В центральной и правой

41

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

колонках приведены примеры повышения добычи и отдачи пластов за счет бурения наклонных и горизонтальных боковых стволов, эффективность которых определяется проницаемостью и коллекторскими характеристиками пластов.

Рис. 15. Оптимизация добычи (продолжение)

42

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Обычно горизонтальные скважины, перпендикулярные природным трещинам, обеспечивают более высокую производительность, чем вертикальные скважины после гидроразрывов. Как правило, природные трещины расположены в вертикальных плоскостях, но если коллектор залегает неглубоко или находится под аномально-высоким пластовым давлением, то могут встретиться раскрытые горизонтальные трещины. В таких случаях целесообразно бурить вертикальные и наклонные скважины. Однако в глубоко залегающих коллекторах с аномально-высоким пластовым давлением лучше закрепить раскрытые трещины, чтобы избежать потерь производительности по мере падения порового давления в процессе эксплуатации.

Вытянутые в длину залежи могут образоваться в аллювиальных отложениях или в результате крупных осложнении. Оба типа залежей можно вскрывать горизонтальными скважинами. Для конкретных условий выбирается стратегия бурения, определяемая задачами, которые должны решить скважины. Например, ствол скважин может идти внутри одной залежи, вдоль нее или вскрывать по возможности большее число залежей. В последнем случае ствол скважины идет перпендикулярно длинным осям залежей, что соответствует перемещению поперек склона, существовавшего в период осадконакопления. Другим решением могут быть многоствольные скважины для вскрытия каналов, выявленных сейсмическими замерами в горизонтальных скважинах, из которых бурят боковые стволы.

Рис. 16. Сравнение добычи из наклонных скважин и многоствольных скважин с горизонтальными ответвлениями на разной глубине

43

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

На основе анализа чувствительности по системе NODAL сравнивается производительность двух горизонтальных ответвлений, расположенных одно над другим, и наклонных скважин с различной протяженностью вскрытия продуктивной зоны, представленной двумя толстыми пластами чистого песчаника (Мексиканский залив).

Еще одной, областью применения горизонтальных скважин является вскрытие сводообразных структурных построений, где круто падающие пласты могут быть увенчаны газовой шапкой вверху или подпираться снизу водой. Одним из способов бурения в таких структурах является вскрытие сразу нескольких пластов одним горизонтальным стволом, размещаемым на безопасном расстоянии от газовой шапки и подпирающей воды. Хотя этот способ кажется очень эффективным, он имеет очевидный недостаток. В скважину совместно поступает продукция всех вскрытых пластов, и прорыв газа или воды по одному из них отрицательно скажется на работе всех остальных. Более надежным было бы селективное вскрытие каждого пласта отдельным боковым стволом. При этом боковые стволы располагаются на безопасном расстоянии от контакта с газом или водой, что предотвращает преждевременное обводнение или разгазирование добываемой продукции. Для каждого бокового ствола выбирается оптимальная протяженность вскрытия продуктивного горизонта.

В продуктивной толще Мексиканского залива встречается много пластов песчаников с высокой проницаемостью, часто превышающей 1000 мД, которые при заканчивании требуют принятия мер по контролю за выносом песка. Ти-

44

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

пичный пример иллюстрирует применение бурения боковых стволов в таких условиях.

Ранее пробуренная скважина пересекла продуктивный песчаник под углом 35 к вертикали, после чего был проведен гидроразрыв для повышения дебита и контроля за выносом песка. Дальнейшие исследования показали, что скин-фактор коллектора равен 40, а проницаемость около 180 мД. Продуктивная зона состояла из двух песчанистых пластов мощностью по 12 м каждый, разделенных глинистой прослойкой, поэтому возникла дилемма: бурить одно наклонное ответвление через всю зону или по одному на каждый пласт песчаника.

Поскольку предстояло бурить из уже существующей скважины, то диаметр ответвлений был ограничен до 150 мм. Условия заканчивания требовали применения фильтра с гравийной набивкой для контроля за выносом песка, в результате чего внутренний канал скважины в продуктивном интервале уменьшался до 50 мм. При анализе с помощью системы NODAL получили два семейства кривых (рис. 16). Кривые 1 показывают взаимосвязь устьевого давления и восходящего потока. Резкий подъем при высоких скоростях говорит опытному специалисту по разработке, что с увеличением диаметра НКТ дебиты повысятся. Однако увеличение диаметра НКТ экономически не эффективно. Кривые 2 отражают чувствительность ВОП (величины относительного притока, измеряемой отношением изменения притока к изменению забойного давления) к протяженности наклонного или горизонтального ствола скважины. Благодаря потерям давления на трение в канале малого диаметра, кривые ВОП идут вместе на протяженных участках узкого туннеля, и нет существенного увеличения дебита при удлинении ответвления с 366 до 732 м. Кривая 3 показывает суммарный дебит двух боковых стволов по 91 м каждый, пробуренных в каждом из двух пластов. Ввиду их меньшей длины (а значит и меньших потерь давления), два отдельных 91-метровых боковых ствола превосходят по дебиту один 732-метровый наклонный боковой ствол.

Все это демонстрирует влияние диаметра НКТ на работу боковых стволов в высокопроницаемых коллекторах. Бурение наклонных или горизонтальных боковых стволов увеличивает дебиты скважин, но потери давления на трение в НКТ или самих боковых стволах могут ограничить эти дебиты. В таком случае возможно принятие альтернативного решения об эксплуатации боковых стволов при меньших значениях депрессии на пласты. При этом появляется возможность избежать применения дорогостоящих средств контроля за выносом песка - гравийных фильтров различных типов. Экономический анализ затрат на каждый вид работ с учетом ожидаемых изменений добычи позволит выбрать оптимальное решение.

Опыт выбора скважин для бурения боковых стволов

Большинство обычных вертикальных скважин на месторождениях западносибирского региона в бывшем Советском Союзе находятся в эксплуатации от 10 до 50 лет. Зачастую простые операции капитального ремонта, такие как до-

45

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

полнительная перфорация, кислотная обработка или гидроразрыв пласта, значительно увеличивают добычу. Но в некоторых случаях эффективным решением является использование существующих скважин для бурения из них боковых стволов с горизонтальным заканчиванием.

Пласты вводились в эксплуатацию поочередно, начиная с нижних, а после их истощения устанавливались цементные мосты и осуществлялся переход на вышележащие пласты. Не было случая одновременной эксплуатации двух и более пластов.

С целью сбора необходимой для анализа промысловой информации был подготовлен перечень вопросов. Выбрали шесть наиболее перспективных скважин. Для каждой подсчитали увеличение дебита за счет бурения горизонтальных боковых стволов. Поскольку вертикальные скважины вскрывали всю продуктивную толщу, вышележащие пласты подверглись загрязнению буровым раствором, плотность которого пришлось увеличить для безопасного вскрытия нижележащих пластов. Чтобы сравнить возможное увеличение дебитов после операций обычного капремонта, гидроразрыва и бурения горизонтального бокового ствола были проведены исследования чувствительности скважин к ухудшению скин-фактора.

Во всех расчетах для оценки потенциальной продуктивности улучшения протяженность горизонтального ствола в продуктивном пласте принималась постоянной и равной 229 м при идеальном скин-факторе (табл. 7). Для бурения боковых стволов выбирались только те горизонтальные скважины, которые по расчетной производительности вдвое превосходили вертикальные скважины, подвергнутые гидроразрыву.

Наибольший ожидаемый прирост дебитов получили для горизонтальных боковых стволов со средним радиусом кривизны, пробуренных с промывкой раствором VISPLEX и обсаженных предварительно перфорированными хвостовиками. Бурение боковых стволов намечено начать в конце года, и тогда можно будет проверить достоверность прогнозов.

Интересные примеры применения горизонтальных боковых стволов имеются в Северном Техасе, где добывающая компания ТКЛО занималась разбуриванием куполообразных рифовых построек. Трехмерная сейсмическая съемка позволяет выявить рифы, но не дает возможности определить границы залежей углеводородов, которые мигрировали в ловушки, образовавшиеся в процессе доломитизации. Скважины обычно бурят в центр рифовой постройки по принципу «попадем - промахнемся».

После того, как пробуренная вертикальная скважина оказалась сухой, в компанию Анадрилл была направлена просьба спроектировать горизонтальный боковой ствол с высоким темпом набора кривизны, что позволило бы увеличить шансы вскрыть зоны пустот, заполненных углеводородами. Диаметр вертикальной скважины был 200 мм, и в связи с небольшими размерами рифового тела отход ответвления от вертикали не должен был превышать 152 м. Поэтому надо было решить две технологические проблемы: забурить боковой ствол, диаметр которого значительно меньше диаметра скважины, набрать зенитный

46

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

угол 90" по кривой с коротким радиусом, так как ответвление со средним радиусом не вписалось бы в габариты рифа.

Таблица 7

Анализ данных для отбора подходящих скважин

Отбор подходящих скважин в бывшем Советском Союзе. Промысловые данные (верхняя таблица) используются для подсчета прогнозируемых дебитов скважин с различными условиями заканчивания (средняя таблица), включая вертикальную скважину с загрязненной продуктивной зоной, вертикальную скважину со скин-фактором. уменьшенным до 1, вертикальную скважину после гидроразрыва пласта (ГРП) и скважину с горизонтальным ответвлением и скинфактором. равным 1. В качестве кандидатов для проведения работ выбирались только те скважины, где из горизонтального ответвления можно получить дебит, в 2 и более раз превышающий дебит вертикальной скважины после ГРП. У этих скважин самый короткий срок окупаемости.

Было принято уникальное решение. В скважине установили цементный мост, кровля которого находилась на 30 м выше планируемой точки забуривания ответвления. После ОЗЦ эти 30 м цемента разбурили 171-мм долотом со 121-мм прямой компоновкой низа бурильной колонны (КНБК). Для забуривания спустили 165-мм долото и 121-мм забойный двигатель - отклонитель с углом искривления 3 град. Диаметр долота уменьшили, чтобы не повредить стенки искусственной скважины при прохождении кривой КНБК. Этой компоновкой начали бурить криволинейный участок с интенсивностью набора кривизны 27730 м, и по достижении зенитного угла 62° вскрыли залежь углеводородов.

47

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Этот боковой ствол превратил сухую вертикальную скважину стоимостью 230 тыс. долларов США в продуктивную скважину с дебитом 32 мЗ/сутки. Затраты на проводку бокового ствола, включая заканчивание, составили 140 тыс. долларов США.

Способы бурения боковых стволов

Когда бурение боковых стволов признано оптимальным техническим решением, встает вопрос, какую бурильную колонну следует использовать - из обычных или из гибких труб. На платформах, где нет буровых установок, забуривание из НКТ или бурение с депрессией на продуктивный пласт экономически эффективно проводить с помощью гибких труб. Бурение с депрессией способствует сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов и увеличению механической скорости бурения.

Большинство боковых стволов из старых скважин бурят с длинным (более 150 м) или средним (60-150 м) радиусами кривизны, используя обычные бурильные трубы. Однако наметилась тенденция увеличения числа боковых стволов с малым радиусом кривизны (12-30 м). Для бурения ответвлений с коротким радиусом кривизны необходимы КНБК с шарнирными элементами. Эти боковые стволы особенно эффективны в устойчивых породах, где можно обойтись без спуска обсадных труб и дополнительного внутрискважинного оборудования для заканчивания. Технические средства бурения по короткому радиусу требуют меньшей протяженности искривленной части ствола скважины, как при работе с обычными, так и с гибкими трубами. Это позволяет забуриваться ниже внутрискважинного оборудования или размещать как криволинейный, так и горизонтальный участки ответвления в продуктивном пласте, чтобы избежать проблем, связанных с вышележащими породами.

Растет популярность многоствольных новых скважин, когда из основного ствола скважины бурят несколько горизонтальных боковых стволов. Эта технология позволяет уменьшить число скважин на месторождении и сделать экономически эффективной разработку мелких месторождений. Уменьшение числа скважин значительно снижает затраты на оборудование устьев и вывод стояков на поверхность при подводном заканчивании морских скважин. С точки зрения геометрии, многоствольная скважина может просто иметь два противоположно направленных ответвления в одном продуктивном пласте для улучшения условий вскрытия, или ответвления имеют форму кисти, что позволяет вскрыть несколько пластов, расположенных на разных уровнях многопластового месторождения. Многоствольная конфигурация может применяться в одном пласте, чтобы увеличить площадь дренажа несколькими параллельными или расходящимися веерообразно боковыми стволами.

48

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Анализ пропускных характеристик скважины

Рис. 19. Анализ пропускных характеристик скважины В данном примере пропускные характеристики скважины (ПХС), отра-

жаемые зависимостью между давлением на устье и дебитом, представлены кривыми для различного сечения канала НКТ. За счет увеличения диаметра НКТ можно значительно повысить дебит.

Технология бурения боковых стволов

Подготовка скважины к бурению боковых стволов может включать такие работы, как монтаж установки для капремонта, подъем НКТ с внутрискважинным оборудованием, задавка цемента в зону перфорации, чтобы безопасно провести очистку скважины от посторонних предметов и каротаж для оценки состояния обсадной колонны и привязки к геологическому разрезу за колонной. В зависимости от условий и конструкции скважины, возможны несколько вариантов проведения работ: от забуривания в открытом стволе до бурения из обсадной колонны через боковое окно, вырезанное фрезерами, опирающимися на уипсток, или из искусственного интервала открытого ствола, созданного фрезерованием всего поперечного сечения обсадной колонны.

Бурению боковых стволов обычно предшествует спуск гироскопического инклинометра и каротажных приборов для уточнения пространственного положения обсадной колонны и эксплуатационного объекта. На основе этой информации выбирается глубина фрезерования обсадной колонны и забуривания бокового ствола. В выбранном интервале проводится цементометрия, и если цементное кольцо за колонной плохого качества, то после фрезерования старый

49

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

цемент из открытого интервала удаляют раздвижным расширителем, который заодно увеличивает диаметр скважины.

Рис. 20. Фрезерование труб по периметру С помощью специального спускаемого в скважину устройства на задан-

ной глубине прорезается круговая щель в обсадной колонне и цементном камне за ней (А). В рабочем положении резцы выдвигаются из корпуса устройства, а в транспортном положении - упираются в пазы корпуса. Длина фрезеруемого участка колонны (В) зависит от таких факторов как: внутренний диаметр колонны и наружный диаметр ее муфт, диаметр долота и угол искривления корпуса забойного двигателя. Интервал открытого ствола, образованный в результате фрезерования (С), перекрывают цементным мостом (D) для забуривания бокового ствола (Е). Часть старой скважины ниже интервала забуривания остается изолированной от бокового ствола.

Если при забуривании из вертикального ствола ориентирование отклонителя выполняется с помощью магнитометра, то освобождают от обсадной колонны интервал порядка 18м (рис. 20). Длина фрезеруемого участка может быть уменьшена, если для ориентирования КНБК используется гироскопический компас. Участок открытого ствола скважины перекрывают прочным цементным мостом. Чтобы избежать магнитных помех, мост разбуривают до глубины на б м выше подошвы открытого интервала. Недостатком метода фрезерования обсадных труб по всему сечению являются повышенные требования к прочности цементного моста для забуривания и трудности поиска головы нижней секции обсадной колонны, если туда потребуется войти после бурения бокового ствола. Во многих случаях механическая скорость бурения ограничива-

50

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ется условиями выноса шлама из скважины, а для горизонтального участка проблема выноса шлама становится еще сложнее. Конструкция современных инструментов для фрезерования предусматривает образование мелкой, не формирующей клубков стружки, легко удаляемой из скважины. При фрезеровании предпочтительней промывать скважину полимерными, а не глинистыми буровыми растворами. Растворы на углеводородной основе вообще не рекомендуется применять для фрезерования.

Рис. 21. Вырезание окна

Операции по вырезанию окна в обсадной колонне начинаются со спуска и ориентирования извлекаемого уипстока создающего отклоняющее усилие на фрезеры (А). После фиксации уипстока якорем производится срезание удерживающей шпильки, и первый фрезер вырезает в колонне окно размером в несколько дюймов (В). Следующий фрезер выполняет основной объем работы по вырезанию окна и спускается вместе с эллипсоидными фрезерами, которые расширяют окно и выравнивают его кромки (С). После окончания вырезания окна приступают к забуриванию ответвления (D). Уипсток используется, чтобы направить КНБК и оборудование для заканчивания скважины в ответвление

(Е). Когда работы в ответвлении закончены, уипсток можно извлечь, освободив доступ к нижележащим пластам (I и G).

Альтернативой фрезерованию всего поперечного сечения труб является вырезание окон в обсадной колонне. Это требует установки ориентированного уипстока и фрезерования окна в несколько этапов (рис. 21). После того, как уипсток установлен в нужном направлении, срезается шпилька, соединяющая его с фрезером первого этапа. Начинают вращать бурильную колонну, и твердосплавные резцы наконечника фрезера врезаются в стенку обсадной колонны. На следующем этапе окно в колонне прорезается специальным долотом, которое отжимается наклонной плоскостью уипстока в сторону стенки обсадной колонны и породы за нею. Окно расширяют и выравнивают его края с помощью конического фрезера, над которым прямо под УБТ устанавливают один или два фрезера эллипсоидной формы.

В сравнении с вырезанием окон фрезерование обсадной колонны по всему поперечному сечению имеет ряд преимуществ: исключается необходимость

51

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

использования гироскопического компаса, имеется возможность начинать набор кривизны ближе к объекту эксплуатации, фрезерование можно выполнить за одно долбление. С другой стороны, при вырезании окон используется уипсток, обеспечивающий принудительное отклонение, но требующий нескольких спусков гироскопического компаса для ориентирования уипстока и КНБК. Кроме того, вырезание окон требует нескольких долблений различными фрезерами, а набор кривизны приходится начинать выше, чтобы разместить соответствующие элементы КНБК.

Какой бы способ зарезки ни применялся, после выхода в породу за колонной появляется возможность дополнительного выбора. Кроме стандартного искривления по среднему радиусу, существует несколько новых методов, которые могут повысить эффективность бурения боковых стволов. Бурение с коротким радиусом кривизны, использование колонны гибких труб и многоствольные скважины - все эти варианты нуждаются в тщательном экономическом анализе (рис. 23).

Бурение с коротким радиусом кривизны

Скважины с коротким радиусом кривизны бурят для того, чтобы избежать проблем в вышележащих пластах, которые пришлось бы перекрывать хвостовиком, или когда приходится забуриваться ниже спущенного в скважину оборудования, например, из-под башмака обсадной колонны. В некоторых пластах криволинейный и горизонтальный участки можно полностью разместить в продуктивной зоне, не вскрывая глинистых пропластков и снижая риск прихвата труб (рис. 22)

52

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 22. Вид сверху Искривленный участок бурят специальными КНБК для короткого ра-

диуса кривизны. Такая КНБК включает долото, шарнирный забойный двигатель, немагнитную УБТ уменьшенной жесткости и телеметрическую систему. Высокопрочные бурильные трубы располагаются непосредственно над КНБК, что делает более безопасным прохождение колонны через криволинейный участок скважины. В вертикальной части скважины используются бурильные трубы обычной прочности.

53

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 23. Вертикальный профиль бокового ствола Бурение скважин с коротким радиусом кривизны в Техасе. Зачастую,

ввиду малых размеров эксплуатационных объектов приходится бурить боковые стволы с коротким радиусом кривизны, чтобы не выйти за границы лицензированной территории и углеводородной залежи. В соответствии с законами штата и границами лицензионного участка для данной скважины был выделен узкий 35-метровый коридор для первых 213 м отхода от вертикали с последующим разворотом против часовой стрелки (рисунок справа). Уипсток был установлен на глубине 1572 м. радиус кривизны скважины в точке вскрытия кровли продуктивного пласта составил 23 м. Бурение горизонтального участка продолжили без смены КНБК. Возможность вращения забойной компоновки, применяемой компанией Анадрилл для бурения скважин с коротким радиусом кривизны, обеспечило надежный контроль за траекторией горизонтального участка. Кроме того, что скважина не вышла за граниты лицензионного участка, горизонтальный ствол почти по всей 488-метровой длине разместился в пределах продуктивного пласта.

При бурении скважин с большим и средним радиусом кривизны интенсивность искривления определяется тремя элементами КНБК, находящимися в контакте со стенками скважины: долотом, наддолотным стабилизатором и первым стабилизатором над забойным двигателем. При искривлении по короткому радиусу все элементы, контактирующие со стенками скважины должны быть расположены ниже шарнира забойного двигателя. Этот шарнир, не влияя на интенсивность искривления, обеспечивает проходимость двигателя через участки скважины с большой кривизной. Конструкция шарниров рассчитана на бурение с вращением бурильной колонны. По усмотрению оператора и в зависимости от проходимых пород, для бурения могут быть использованы шарошечные или алмазно-твердосплавные долота.

Для искривления по короткому радиусу компания Анадрилл использует жесткую 1,2-метровую секцию забойного двигателя с изменяемым (над столом ротора) вылетом упорной пяты, являющейся верхней из трех контактных точек,

54

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

определяющих радиус кривизны (рис. 24). Такая компоновка за счет постоянного контакта со стенками скважины обеспечивает предсказуемость интенсивности искривления и относительную простоту контроля за проводкой горизонтального участка. Исключается необходимость замены двигателя при переходе от одного участка профиля скважины к другому. Контроль за траекторией скважины осуществляется с помощью извлекаемой телесистемы СЛИМ-1 с прибором гамма-каротажа для привязки к геологическому разрезу. Телесистему можно извлекать из скважины без подъема бурильной колонны. Конструкция телесистемы позволяет передавать по гидравлическому каналу информацию на поверхность при наборе кривизны по радиусу более 12 м. Для повышения качества контроля траектории датчик угла расположен в нижней части телесистемы прямо над силовой секцией забойного двигателя.

Рис. 24. Схема расположения месторождения Алтуритас в Венесуэле (Южная Америка)

Недавно за счет бурения скважин с коротким радиусом кривизны компания ОКСИ увеличила добычу на месторождении Алтуритас в 48 км к востоку от озера Маракаибо в Венесуэле (рис. 24). Над продуктивным горизонтом Марселина лежит пропласток каменного угля, который создает трудности при прохождении его наклонными стволами, что делало горизонтальные скважины

55

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

экономически неэффективными, пока не появилась возможность набирать кривизну по короткому радиусу.

Скважина Алтуритас 22 работала с дебитом 47 мЗ/сутки. Решили увеличить дебит за счет бурения горизонтального ответвления с помощью системы компании Анадрилл для искривления по короткому радиусу. Планировалось установить съемный уипсток в 244,5-мм обсадной колонне, вырезать боковое окно, пробурить криволинейный и горизонтальный участки бокового ствола, после чего передать скважину в эксплуатацию. Съемный уипсток позволил бы вернуться в старый ствол ниже окна и при необходимости пробурить еще несколько ответвлений.

С уипстока A-Z PackStock, установленного на глубине 3321 м, вырезали окно длиной 6 м, из которых 3 м бурили частично по породе. Для улучшения выноса стружки скважину промывали гелеобразующим буровым раствором. На глубине 3327 м зенитный угол увеличился до 3°. После этого перешли на буровой раствор на углеводородной основе и спустили КНБК для искривления по короткому радиусу. Пробурили 26 м и набрали зенитный угол 90°, разместив горизонтальный участок ответвления в проектном коридоре 3349 - 3354 м (рис. 25).

Дальнейшее бурение вели по продуктивному горизонту, состоящему из ряда пропластков песчаника. Первая половина горизонтального участка скважины шла от нижнего пропластка вверх, пересекая все вышележащие пропластки. Потом скважину повернули вниз, не выходя за пределы продуктивной зоны. Бурение закончили, когда скважина пересекла сверху вниз все пропластки при отходе от вертикали 589м.

Успешность этого проекта можно оценить, исходя из текущего дебита и затрат. Боковой ствол не стали обсаживать и получили дебит 318 мЗ/сутки, что почти в семь раз превышает дебит типичной вертикальной скважины на месторождении. Дополнительные затраты составили 3,2 миллиона долларов США при исходной стоимости скважины 2,4 миллиона долларов США, то есть стоимость возросла незначительно в сравнении с увеличением дебита. Компания ОКСИ планирует продолжить бурение скважин такого типа.

56

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 25. Компоновка для бурении скважин с коротким радиусом кривизны Применяемая компанией Анадрил шарнирная КНБК для искривления по

короткому радиусу включает забойный двигатель-отклонитель, PowerPack и телесистему Слим-1, извлекаемую из скважины без подъема бурильной колонны. Угол искривления компоновки изменяется за счет регулирования вылета опорной пяты, расположенной под силовой секцией забойного двигателя.

Применение гибких труб

Использование гибких труб является одной из новых технологий при бурении боковых стволов (рис. 26). Этот способ особенно привлекателен при высокой стоимости мобилизации буровой установки. Наиболее эффективным применением гибких труб является бурение боковых стволов сквозь НКТ с поддержанием режима депрессии в скважине. Гибкие трубы позволяют оперативнее контролировать состояние скважин с низкими пластовыми давлениями. Отпадает необходимость подъема труб и глушения скважины, что повышает привлекательность технологии.

Новые КНБК для бурения гибкими трубами улучшают качество контроля за траекторией скважины и повышают эффективность работ. Одна из таких КНБК, названная системой VIPER, имеет кабельный канал связи с поверхностью для передачи электроэнергии и информации и включает в себя телесистему для угловых измерений и устройство для поворота КНБК. Управляющие электросигналы передаются с поверхности по кабелю. При бурении с депрессией на пласт, когда промывка осуществляется раствором, вспененным воздухом или азотом, невозможно передать информацию по гидравлическому каналу, и его заменяет кабельный. В сравнении с гидравлическим кабельный канал

57

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

увеличивает скорость передачи информации на несколько порядков и позволяет управлять всеми датчиками с поверхности.

Еще одним преимуществом системы VIPER является повышение эффективности бурения гибкими трубами. Электродвигатель над КНБК увеличивает вращающий момент на долоте и способствует осуществлению непрерывного и достаточно точного контроля за траекторией скважины.

Постоянное медленное вращение сглаживает траекторию скважины и уменьшает потери на трение КНБК о стенки скважины, что позволяет бурить скважины с большим отходом от вертикали. Возможность постоянно контролировать забойное давление в процессе бурения, промывки и спускоподьемных операций обеспечивает поддержание заданной депрессии на пласт.

Рис. 26. Профиль ответвления скважины Алтуритас Согласно проекту, боковой ствол вывели на горизонтальное направление

по короткому радиусу кривизны в подошве продуктивной зоны затем развернули вверх и после пересечения всех песчаных пропластков повернули вниз и еще раз пересекли все пропластки. После вскрытия нижнего пропластка бурение прекратили при смещении по горизонтали 589 м от точки забуривания. Из бокового ствола получили приток с семикратным увеличением дебита в сравнении с первоначальной вертикальной скважиной.

58

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Система VIPER с колонной гибких труб

Рис. 27. Бурение с использованием колонны гибких труб Система VIPER - это КНБК с кабельным каналом связи, включающая в

себя аппаратуру для замера инклинометрических данных, естественного гаммаизлучения, температуры и давления, а также забойный двигатель-отклонитель с циркуляционным переводником и устройство для ориентации и постоянного вращения КНБК. Информация с забоя и команды на забой передаются по кабелю, который прокачивают внутрь колонны гибких труб.

59

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Системы для забуривания нескольких боковых стволов

При многоствольном бурении несколько горизонтальных стволов размещаются в одном или нескольких продуктивных пластах (рис. 28). Улучшение условий вскрытия пласта и снижение стоимости строительства за счет использования наземного оборудования и ствола уже существующей скважины делают многоствольное бурение боковых стволов привлекательной технологией. Независимо от числа боковых стволов стоимость подготовительных работ и существующей скважины остаются неизменными. Таким образом затраты на строительство одного ответвления в многоствольной скважине меньше, чем в скважине с одним боковым стволом. Повышается эффективность использования устьевых ячеек морской донной плиты и экономится стоимость бурения интервала, который уже вскрыт существующей скважиной. Боковыми стволами можно вскрыть новые ранее не вскрытые залежи, и дебит, приходящийся на одну ячейку, возрастет.

В большинстве случаев многоствольные отклонения бурят в устойчивых карбонатах типа мелоподобных известняков Остин в южном Техасе, где можно оставить продуктивную зону необсаженной (рис. 29). Компания Анадрил уже пробурила более 50 таких скважин. Горизонтальные боковые стволы пересекают естественные трещины в пласте, увеличивая дебит скважины. В основном это скважины, где совместно эксплуатируются все боковые стволы и невозможно изолировать появившийся приток воды.

Рис. 28. Многоствольное бурение для повышения добычи

60

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В истощенных зонах (верхнее ответвление) многоствольные сети увеличивают протяженность контакта скважины с продуктивной зоной и снижают необходимый уровень депрессии на пласты. Из основной скважины можно также пробурить несколько боковых стволов для вскрытия изолированных пластов (средние ответвления). В трещиноватом пласте два боковых ствола, направленные в противоположные стороны, пересекают наибольшее число трещин (нижние ответвления).

Рис. 29. Типичная для отложений известняков Остин четырехствольная скважина (без крепления ответвления обсадными трубами), пробуренная по заказу компании Юнион Иасифик Ресорсез

Существует три основных способа заканчивания многоствольных скважин (рис. 30). Ответвления можно оставить необсаженными, как в известняках Остин, их можно обсадить колоннами труб и проперфорировать, или можно закончить скважину с использованием забойных фильтров различных типов.

Вколлекторах, сложенных мягкими породами с первичной проницаемостью, необходимо применение щелевых фильтров, гравийных набивок и надежного соединения каждого ответвления с основным стволом. Соединения должны быть герметичными, обеспечивающими изоляцию боковых стволов. Кроме того, в течение продолжительного периода эксплуатации скважины может возникнуть необходимость селективного доступа в каждый боковой ствол. Необходимо обеспечить надежный контроль за состоянием каждого бокового ствола, чтобы избежать ухудшения всей разветвленной системы в случае истощения одного из боковых стволов или прорыва в него воды или газа.

Внастоящее время большинство соединений с боковыми стволами располагаются в призабойной зоне, и надежное цементирование является основным способом изоляции боковых стволов. В корпорации Шлюмберже ведутся разработки системы, которая позволяет осуществлять селективное заканчивание каждого бокового ствола. Эта система оборудована шарнирными направляющими патрубками, которые могут быть установлены и выдвинуты в вертикальном или горизонтальном участках скважины, что обеспечит простой селективный доступ к любому боковому стволу. При этом внутренний диаметр ос-

61

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

новного ствола не уменьшается, боковые стволы можно забуривать в любой очередности и спускать в скважину стандартные колонны НКТ со стандартными наборами пакеров для заканчивания. В выступающем патрубке размещается подвеска хвостовика с пакером, что позволяет применять в ответвлениях стандартное оборудование для заканчивания и создает условия для применения средств борьбы с выносом песка, изоляционных работ и контроля за притоком.

Рис. 30. Варианты заканчивания скважин с ответвлениями Ответвления можно оставить с открытыми стволами в устойчивых поро-

дах типа известняков Остин на юге Техаса (левый рисунок). Ответвления могут быть обсажены колонной с цементированием и последующей перфорацией (средний рисунок). Возможна также более сложная схема заканчивания, например, с гравийной набивкой (правый рисунок).

Перспективы

«Взрыв» новых технологий вместе с разрушением традиционных границ специализации в нефтепромысловом сервисе предоставили добывающим компаниям широкие возможности выбора решений по повышению отдачи старых месторождений. Группы могут предложить усовершенствованный «набор инструментов» для оптимизации добычи с помощью бурения и заканчивания боковых стволов. Потенциальные возможности таких услуг очень большие. Тысячи скважин пробурены и закончены по обычным технологиям. Применение технологии проводки боковых стволов только через зоны трещиноватости равноценно открытию нескольких новых гигантских месторождений.

62

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

8. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА УПРАВЛЕНИЯ ИСКРИВЛЕНИЕМ

Самым первым устройством, позволившим принудительно искривлять ствол скважины, был отклоняющий клин ─ уипсток (wipstock) (рис.31).

Он спускается на бурильных трубах. При достижении забоя ориентируется в нужном направлении. Затем за счёт веса БК или с помощью гидравлики выдвигаются плашки якоря и закрепляют клин. Спускаемое долото скользит по клину и, фрезеруя стенку скважины, забуривает наклонный ствол. Уипсток является средством локального искривления. За один приём можно отклонить ствол на 20-50. При необходимости достичь бόльшего зенитного угла приходится повторять установки клина. Очевидно, что такой способ искривления скважины является достаточно сложным. При недостаточном закреплении якоря клин может проворачиваться, что приводит к неправильной зарезке наклонного ствола или к аварии. В настоящее время уипстоки применяются преимущественно при зарезке боковых стволов из ранее пробуренных скважин, когда в обсадной колонне необходимо вырезать окно, и иногда при ликвидации аварий путём зарезки нового ствола.

Рис. 31. Клиновой отклонитель УИПСТОК а - УИПСТОК с якорем: 1 - якорь; 2 - шарнирный переводник; 3 - ось;

4-клин; 5-гидросистема

б- комплект инструмента для зарезки бокового ствола: 1-бурильные трубы; 2-перепускной клапан; 3-УБТ; 4-фильтр; 5-гибакя труба; 6-фрезер двойной; 7-клин; 8-якорь

63

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

С разработкой в СССР в 20х-30х гг. прошлого века гидравлических забойных двигателей ─ турбобуров, а затем и электробуров, во всём мире участки искривления ствола стали проходить с помощью турбинных и электроотклонителей ─ односекционных турбобуров с кривым переводником, отклонителей турбинных секционных (ОТС), турбобуров со шпиндельным отклонителем (ШО), электробуров с механизмом искривления (МИ). Эти отклоняющие устройства имеют постоянный угол в узле искривления. В настоящее время всё более широко применяются забойные двигатели объёмного типа с регулируемым углом искривления, что позволяет одним двигателем проходить как прямолинейные, так и искривлённые участки ствола скважины, причём с разной интенсивностью искривления.

Односекционные турбобуры с кривым переводником (рис. 32а) характеризуются достаточно большой длиной нижнего плеча (расстояние от торца долота до узла искривления ─ КП) в пределах 8-11м и большим углом перекоса резьб 2-3,50. В то же время в них используются обычные серийные турбобуры.

Отклонители, в которых узел искривления устанавливается между двигателем и шпинделем или между секциями шпинделя (ШО) должны иметь специальную муфту, соединяющую расположенные под углом валы двигателя и шпинделя и позволяющую передавать от вала двигателя к валу шпинделя крутящий момент и осевое усилие, обусловленное перепадом давления в двигателе. В отклонителях с ШО данная муфта освобождена от передачи осевого усилия, что обеспечивает бόльший межремонтный период данных отклонителей.

6 6

Рис. 32. Турбинные (электро-) отклонители а – 1-секционный турбобур с кривым переводником; б – турбинный отклонитель (электробур с МИ); в – турбобур со шпиндельным отклонителем (ШО).

64

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1 - долото; 2 – шпиндель; 3 – шпиндельный отклонитель; 4 –турбинные секции; 5 –кривой переводник; 6 – блок измерения положения отклонителя и параметров кривизны (ТС или МП); lх - расстояние от точки замера параметров кривизны до забоя.

Рис. 33 – Схема кривого переводника

α = arctg C − A

Д

Если с помощью отклоняющих устройств произведено забуривание наклонного ствола в нужном направлении, но зенитный угол отличается от проектного, дальнейшее изменение зенитного угла можно обеспечить прямой компоновкой с опорно-центрирующими элементами (центраторами, калибраторами) или с помощью шарнирных муфт.

При установке над долотом полноразмерного калибратора за счёт веса вышерасположенного забойного двигателя или УБТ долото прижимается к верхней стенке ствола скважины, что ведёт к увеличению зенитного угла скважин (рис.34).

Если калибратор не полноразмерный, т.е. его диаметр меньше диаметра долота, темп роста зенитного угла уменьшается.

Рис. 34. Схема действия сил в прямой компоновке для увеличения зенитного угла

65

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Если из компоновки низа БК исключить центраторы, то за счёт сил тяжести УБТ или ЗД долото будет прижиматься к нижней стенке (рис. 35) и зенитный угол станет уменьшаться.

Схемы расположения шарнирных муфт при увеличении и уменьшении зенитного угла скважины показаны на рис. 36 а, б .

3

2

Рис. 35. Схема действия сил в прямой компоновке для уменьшения зенитного угла: 1 - долото; 2 – забойный двигатель или УБТ; 3 – точка касания забойного двигателя со стенкой скважины

В последние годы увеличивается объём бурения скважин со сверхбольшими отходами, когда длина ствола скважины много больше глубины скважины по вертикали (L≥Н). Их проводку можно осуществлять лишь роторным способом. Для управления направлением ствола таких скважин были разработаны так называемые роторные управляемые системы (РУС), позволяющие по команде с поверхности или по программе изменять азимут и зенитный угол, а так же осуществлять проводку прямолинейного ствола скважины. Искривление ствола скважины достигается за счёт выдвигаемых из корпуса РУС опор, создающих отклоняющую силу на долоте, (система «Толкания долота»), или за счёт искривления вала в нижней части РУС (система «Позиционирования долота»).

66

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 36 а. Схема шарнирной компоновки для увеличения зенитного угла

67

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 36 б. Схема шарнирной компоновки для уменьшения зенитного угла

9. ОБОСНОВАНИЕ РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРИ НАКЛОННОМ БУРЕНИИ

Нагрузка на долото

При бурении прямыми компоновками вертикального, наклоннопрямолинейного и участка падения зенитного угла нагрузка на долото выбирается также как и для вертикальных скважин с учётом свойств разбуриваемых пород, рекомендаций заводов-изготовителей и практики бурения.

При бурении отклоняющими компоновками следует иметь в виду, что чем больше нагрузка на долото и механическая скорость, тем меньше эффект от фрезерования стенок скважины и тем меньше интенсивность искривления

Кроме того, турбинные отклонители принимают, как правило, меньшую нагрузку по сравнению с прямыми забойными двигателями, вследствие их меньшей мощности (особенно у односекционных отклонителей) и увеличенно-

68

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

го момента трения в радиальных опорах. Следует иметь в виду, что при проводке наклонных и тем более горизонтальных скважин определение нагрузки на долото по показателям ГИВ сопровождается существенными ошибками вследствие не учёта сил трения бурильной колонны о стенки скважины, величина которых к тому же, как правило, не известна. С этой точки зрения определёнными преимуществами обладают объёмные двигатели и турбобуры с сильно циркулятивными турбинками (серии А). У первых перепад давления на тормозном режиме на 3─4 МПа больше, чем на холостом. Если при создании нагрузки на долото давление на стояке увеличивается на половину этого перепада, это означает, что долото работает при более или менее рациональном режиме.

Турбобуры серии А (А6Ш, А7Ш, А9Ш) имеют падающую (на 1,5─2МПа) к тормозу линию давления, и по изменению давления на стояке бурильщик может получить определённую информацию в режиме работы долота.

Промывка скважины

Промывка наклонных скважин практически ничем не отличается от промывки вертикальных.

10. ВЫНОС ЧАСТИЦ ШЛАМА ИЗ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Для транспортировки частиц шлама в вертикальном или слабо наклонном стволе скважины необходимо, чтобы средняя скорость восходящего потока промывочной жидкости в кольцевом пространстве Uж была выше на 10 – 15% скорости оседания (скорости витания) самых крупных частиц шлама Uос, отсюда минимально необходимый для подъема частиц шлама расход промывочной жидкости:

где Sкп – наибольшая площадь кольцевого пространства.

При бурении горизонтальных стволов скважины все частицы шлама стремятся опуститься на нижнюю стенку скважины. Возможны два механизма транспортировки шлама:

1. При достаточно высокой скорости потока турбулентные пульсации (вихри) подхватывают частицы шлама и переносят их в область высоких скоростей течения. При затухании вихря частицы начинают оседать, пока не будут подхвачены следующим вихрем. Таким образом осуществляется перенос час-

тиц во взвешенном состоянии.

2. Если средняя величина поперечных пульсаций скорости будет меньше скорости оседания твердых частиц, последние начнут оседать на нижнюю стенку скважины, образуя наносы. Осевшие частицы могут перемещаться по поверхности наноса, если сила воздействия на частицу со стороны жидкости будет больше сил сопротивления движению частицы. Такой механизм перемещения частицы называется перемещением во влекомом состоянии.

69

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Среднее значение пульсационной скорости у стенки канала

где U – средняя скорость потока; λ - коэффициент гидравлических сопротивлений.

Принимая для турбулентного потока λ = 0,02 – 0,025, получим

Следовательно, турбулентный поток может транспортировать во взвешенном состоянии твердые частицы, скорость оседания которых не более 5-6% от скорости потока, т.е. при

При концентричном расположении бурильной колонны минимально необходимый расход

Однако бурильная колонна практически всегда располагается в скважине эксцентрично.

Расход, при котором в узкой части кольцевого пространства выполняется условие (18), равен

где е – относительный эксцентриситет бурильной колонны.

Когда бурильная колонна своими замками лежит на нижней стенке сква-

где Dс , Dз ,Dт – соответственно диаметр скважины и наружные диаметры замков и бурильных труб.

Расчеты показывают, что транспортировать во взвешенном состоянии возможно частицы шлама размером не более 1 – 2мм. Более крупные частицы даже при турбулентном режиме течения будут оседать на нижнюю стенку скважины и могут перемещаться лишь во влекомом состоянии.

Касательные напряжения на стенке канала, создаваемые потоком жидко-

сти

70

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где J – гидравлический уклон; R, D – соответственно гидравличекий радиус и диаметр канала; ∆Р/l – градиент давления; ρ - плотность жидкости.

Сила сопротивления движению частицы

где τс – касательное напряжение сопротивления; S – площадь проекции частицы на дно канала; G – вес частицы; Far - сила Архимеда; f – коэффициент сопротивления движению.

Для частицы шарообразной формы

где ρт – плотность твердой частицы; d – ее эквивалентный диаметр.

Значения касательных напряжений, при превышении которых возможна транспортировка частиц по дну канала, рассчитанные по формуле (24) при ∆ρ = 1500 кг/м3 , приведены в табл. 8.

Из (22) и (24) получаем условие транспортировки частицы по дну канала:

При турбулентном течении перепад давления в эксцентричном кольцевом пространстве

71

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Отсюда получаем условие транспортирования частиц шлама по дну канала турбулентным потоком:

Значения касательных напряжений на стенке канала, создаваемых турбулентным потоком, приведены в табл.9.

Таблица 9

Из табл. 8 и 9 следует, что при промывке водой со скоростью 2 м/с возможна транспортировка частиц шлама размером до 2 – 3 мм при коэффициенте сопротивления движению f =0,4 – 0,5. Увеличение вязкости воды до (3 – 5) 10-2 Па с способствует увеличению касательных напряжений и соответственно размера транспортируемых частиц в 2 раза.

Для жидкости Бингама перепад давления в эксцентричном кольцевом пространстве

Подставляя (35) в (32), получим необходимый для выноса шлама расход жидкости Бингама при ламинарном ее течении в эксцентричном кольцевом пространстве:

Для транспортировки шлама необходимо также, чтобы жидкость даже в самой узкой части кольцевого зазора двигалась, что достигается при

72

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Отсюда получаем второе условие для транспорта частиц жидкостью Бин-

гама:

Из формул (22),(28),(31) и (32) видно, что чем больше эксцентриситет бурильной колонны, тем больше при прочих равных условиях должен быть расход промывочной жидкости. С этой точки зрения предпочтительнее использовать трубы с замками ЗУ или трубы типа ТБПВ. Транспортировка шлама в эксцентричном кольцевом пространстве улучшается с увеличением отношения η/τ0 при промывке жидкостью Бингама и отношения η*/m при промывке степенной жидкостью Оствальда.

Очень важно уменьшать коэффициент сопротивления частиц движению путем использования гидрофобизирующих и смазывающих добавок.

Поскольку до выбора расхода промывочной жидкости режим ее течения неизвестен, то им следует задаваться, а после определения Q проверять справедливость сделанного допущения.

11. ОРИЕНТИРОВАНИЕ ОТКЛОНЯЮЩИХ КОМПОНОВОК

Для проводки скважин по заданному профилю необходимо ориентировать отклоняющие компоновки в нужном направлении. В вертикальном стволе ориентирование производят относительно сторон света (направления на север), а в наклонном ─ относительно апсидальной плоскости.

Существует три метода ориентирования отклонителей:

─прямой (метод прослеживания положения отклонителя с поверхности);

─косвенный (забойное ориентирование отклонителя с помощью спускаемых в бурильную колонну инклинометров);

─ориентирование с помощью телеметрических систем.

Первый метод применяется при небольшой глубине скважин (100 – 300 м) и малых значениях зенитных углов (до 40-50). Второй и третий методы могут использоваться при любых значениях глубин и зенитных углов.

73

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ориентирование отклонителя по первому методу может осуществляться силами буровой бригады под руководством опытного бурового мастера или инженера-технолога несколькими методами: путем сноса меток на неподвижную часть ротора или бумажную ленту.

Ориентирование отклонителя путём переноса меток на неподвижную часть ротора. Для этого на замках каждой бурильной трубы по одной образующей наносятся секачом метки. Такая же метка наносится на отклонителе (кривом переводнике) в плоскости его искривления. На неподвижной части ротора делается метка проектного направления скважины φп. По формулам (или практическим данным) определяется величина угла закручивания бурильной колонны под действием реактивного момента забойного двигателя αр. На роторе отмечается проектное направление отклонителя φоткл.= φn+αp.

На отклонитель навинчивают бурильную трубу (свечу), закрепляют ее машинными ключами, совмещают метку отклонителя с меткой φоткл. С помощью шаблона переносят направление метки с нижнего замка трубы на неподвижную часть ротора, а метку ϕоткл стирают. Спускают трубу (свечу) в скважину. Навинчивают следующую трубу. Совмещают (путем вращения бурильной колонны по часовой стрелке) направление метки на спущенной трубе с меткой на неподвижной части ротора. Переносят на ротор направление метки нижнего замка навинченной трубы, а предыдущую метку на роторе стирают. Вновь спускают в скважину свечу. Эти операции повторяют до спуска последней трубы (свечи). Навинчивают ведущую трубу. Совмещают метку на замке последней трубы с меткой на роторе. Выбирают одно из ребер ведущей трубы (квадрата) в качестве репера (его отмечают мелом). С помощью шаблона переносят это положение ребра на неподвижную часть ротора, а предыдущую метку стирают. Стопорят подвижную часть ротора и начинают процесс бурения.

Наращивание инструмента при ориентированном бурении осуществляется следующим образом. Извлекают ведущую трубу из скважины. Устанавливают инструмент на элеватор (клинья). Совмещают направление репера - ребра с меткой на роторе. Переносят метку с верхнего замка на ротор, а метку с ребра ведущей трубы на роторе стирают. Отвинчивают ведущую трубу и опускают ее в шурф. Навинчивают и закрепляют машинными ключами наращиваемую трубу. Совмещают метку на роторе с меткой на верхнем замке спущенной трубы. Метку с нижнего замка наращенной трубы переносят на ротор, предыдущую метку стирают. Из шурфа берут ведущую трубу и навинчивают ее на колонну труб. Инструмент спускают на длину наращенной трубы и ставят на ротор (клинья). Далее проводят все операции, как было показано выше.

Ориентирование отклонителя путем переноса меток на бумажную

ленту.

При переносе меток на ротор возможно случайное стирание метки, что весьма вероятно в дождь, снег, непогоду. Поэтому предлагаемый к рассмотрению метод с бумажной лентой проще и надежней. Готовится полоска плотной бумаги шириной 3-4 см с длиной чуть больше длины окружности замка бурильной трубы. В середине полоски (поперек) наносится черта и ставится цифра «0». После навинчивания и закрепления машинными ключами бурильной

74

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

трубы (свечи) с отклонителем, бумажная лента прикладывается к замку отклонителя так, чтобы «0» на ленте совпал с меткой на замке отклонителя.

Метка с замка навернутой трубы (свечи) переносится на бумажную ленту, и возле нее ставится цифра 1 (рис.37а). Труба с отклонителем спускается в скважину. Навинчивается и закрепляется следующая, вторая по счету труба (свеча). Бумажная лента прикладывается к верхнему замку спущенной трубы (свечи), метка 1 совмещается с меткой на замке. На бумажную ленту переносится метка с навинченной трубы. У отметки ставится цифра 2 (рис. 37б). Процесс повторяется до окончания спуска всех труб. Число меток на бумажной ленте должно соответствовать числу спущенных труб (свеч). После навинчивания ведущей трубы бумажная лента прикладывается к замку бурильной трубы так, чтобы последняя метка на ленте совпала с меткой на замке. После этого инструмент проворачивают так, чтобы «0» метка на ленте совпала с проектным положением отклонителя ϕоткл, отмеченным заранее на неподвижной части ротора. В дальнейшем, как и ранее, выбирается реперное ребро ведущей трубы, переносится его направление на ротор (рис. 37в). Ротор стопорится, бурение продолжается.

При наращивании, после навинчивания и закрепления новой трубы, бумажная лента прикладывается к замку. Последняя метка ленты совмещается с меткой на замке спущенной трубы. Метка с замка наращенной трубы переносится на бумажную ленту и ставится очередной ее номер.

Оценивая точность ориентирования описанными методами, необходимо отметить, что наибольшие погрешности могут быть связаны с переносом меток на ротор, с определением плоскости действия отклонителя, с дискретностью фиксации положений ротора.

Погрешности возникают при переносе меток с труб на ротор из-за люфта между трубой и шаблоном, толщины меток, наносимых мелом и т.д.

В целом суммарную погрешность М при спуске инструмента по меткам

Следовательно, прямые методы ориентирования отклонителей желательно проводить на малых глубинах, иначе могут быть значительные ошибки по азимуту. Забойное ориентирование отклонителей можно проводить как в условно вертикальных стволах (α < 40-50), так и в наклонных, причем на значительных глубинах (иногда более 3000 м).

75

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 37. Ориентирование отклонителя с помощью бумажной ленты 1 ─ замок последней спущенной трубы; 2 ─ метка на этом замке;

3 ─ бумажная лента; 4 ─ последняя метка на ней; 5 ─ нулевая метка на бумажной ленте; 6 ─ метка необходимого положения отклонителя; 7 ─ метка проектного азимута скважины; 8 ─ подвижная часть ротора; 9 ─ неподвижная часть ротора; 10 ─ ребро-репер квадрата; 11 ─ перенос положения ребра квадрата на неподвижную часть ротора.

11.1. Забойное ориентирование в вертикальном стволе

Оно производится с помощью спускаемых в бурильную колонну инклинометров, но у стандартных инклинометров рамка при близком к вертикали положении корпуса инклинометра устанавливается произвольно, и измерение азимута теряет смысл из-за больших ошибок в замерах (± 450).

В связи с этим для замеров в «вертикальных» стволах искусственно создают ориентированный наклон инклинометра или затормаживают рамку прибора.

Например, в устройстве ориентирования отклонителя УОО-2 (рис.38) в диамагнитной трубе (АБТ или стальной из сплава 1Х18Н9Т), навинчиваемой на отклонитель, с помощью отклоняющего клина или желоба искусственно создается наклон корпуса инклинометра в плоскости действия отклонителя. В таких условиях (искусственный зенитный угол более 50-70 ) инклинометр уверенно показывает азимут нахождения отклонителя.

76

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Для обеспечения этого угла внутренний диаметр диамагнитной трубы должен быть не менее

где d - диаметр корпуса инклинометра; l - длина корпуса инклинометра.

Рис. 38. Принципиальная схема УОО-2:

а– с отклоняющим клином; б – с желобом.

1 – диамагнитная бурильная труба; 2 – втулка; 3 – шарнир; 4 – отклоняющий клин; 5 – вырез втулки 2; 6 – инклинометр; 7 – желоб; 8 – фиксатор; 9 – замок; 10 – метка; 11 – кривой переводник (отклонитель).

Вустройстве «Азимут» (рис.39) для забойного ориентирования отклонителя в «вертикальном» стволе используется модифицированный инклинометр. Модификация инклинометра заключается в том, что на нижнем конце его крепится направляющий шток с пазом и стопорится рамка.

Рамка инклинометра затормаживается таким образом, чтобы при направ-

лении паза на «север» стрелка магнитной буссоли попала на разрыв шкалы реохорда (линия 00-3600 на шкале буссоли). Таким образом, инклинометр всегда будет показывать азимут направления паза. А направление паза и плоскость действия отклонителя совмещают перед спуском инструмента в скважину. Поэтому показания инклинометра – азимут установки отклонителя.

77

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 39. Устройство ориентирования отклонителя “Азимут” 1 - турбинный отклонитель (ТО); 2 - конусная втулка; 3 - метка плос-

кости действия ТО; 4 - переводник; 5 - диамагнитная труба; 6 - направляющий шток; 7 - паз; 8 - штифт.

Для управления пространственным искривлением скважины необходимо ориентирование отклоняющей компоновки по заданному азимуту. С этой целью строится так называемый магнитный круг.

В зависимости от того, в какой четверти круга находится отклонитель, будут зависеть и параметры искривления скважины на данном участке.

Магнитный круг и умение по нему ориентироваться помогают на практике оценить работу отклонителя, и с определенной достоверностью предвидеть результаты его работы.

Центр магнитного круга надо мысленно совместить с осью наклонной скважины. Разбив круг еа равные четверти, получим следующее:

Если отклонитель находится в I и II четверти – рост величины зенитного угла; III и IV четверти – падение величины зенитного угла; I и IV четверти – рост азимута; II и III четверти – уменьшение азимута.

Таким образом, при работе отклонителя в I четверти (значения по магнитному кругу 271-359о) получаем рост зенитного угла и рост азимута; II четверти (1-89о) получаем рост зенитного угла и уменьшение азимута; III четверти (91-179о) получаем падение зенитного угла и уменьшение азимута; IV четверти (181-269о) получаем падение зенитного угла и увеличение азимута.

Работа отклонителя при значения 0о (360о) – рост зенитного угла без изменения азимута.

Работа отклонителя при значения 90о – уменьшение азимута при стабилизации зенитного угла.

Работа отклонителя при значения 180о – уменьшение зенитного угла при стабильном азимуте.

Работа отклонителя при значения 270о – увеличение азимута при стабильном зенитном угле.

78

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

По полученным при контрольном замере данным стоится проложение пробуренной части ствола скважины. Если набор параметров кривизны на данном участке ствола соответствует программе, то бурение продолжается, если же фактическое положение ствола скважины отличается от проектного, необходимо рассчитать новую установку отклонителя на забое.

00

II I

III IV

1800

Рис. 40. Магнитный круг

11.2. Забойное ориентирование в наклонном стволе

Ориентирование отклонителя в стволах, где зенитный угол более 50-70 , производится, как правило, с помощью магнитного переводника и магнитометрического инклинометра (рис. 40).

помощью магнитного переводника и инклинометра с магнитной буссолью а) Схема расположения инклинометра в КНБК в момент замера:

1-отклонитель; 2-метка на отклонителе (показывает плоскость искривления отклонителя); 3 – ограничительный переводник; 4 –центратор для инкли-

79

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нометра; 5 – инклинометр; 6 - магнитный переводник; 7 – магнит; 8 – магнитная буссоль инклинометра; 9 – диамагнитная труба; 10 - кабель

б) Схема магнитного переводника:

1 – переводник; 2–диамагнитная втулка; 3–постоянный магнит В плоскости действия отклонителя устанавливается постоянный магнит,

напряженность магнитного поля которого превышает напряженность магнитного поля Земли в этом месте. Стрелка магнитной буссоли инклинометра устанавливается в плоскости действия этого искусственного магнитного поля. При этом она укажет положение отклонителя относительно апсидальной плоскости.

Можно забойное ориентирование проводить и с помощью «ножей», установленных в кривом переводнике в плоскости его действия. В этом случае днище корпуса инклинометра оснащается свинцовой печатью, на которой остается след от «ножей» во время установки инклинометра на них. Угол, образованный между линией 0-1800 шкалы компаса инклинометра и отпечатком «ножей» показывает положение отклонителя относительно апсидальной плоскости.

Известны и другие способы забойного ориентирования отклонителей [1]. С помощью приборов Амбарцумова можно определить угол между установкой отклонителя и апсидальной плоскостью, однако, азимут и зенитный угол в этом случае не известны. Измерить только величину зенитного угла в апсидальной плоскости позволяет прибор Петросяна АДИКС (аппарат для измерения кривизны скважины). Прибор Шаньгина-Кулигина, также как прибор Амбарцумова, определяет лишь угол установки отклонителя относительно апсидальной плоскости. Точность этих приборов изменяется с уменьшением величины зе-

нитного угла. Не рекомендуется их применение при зенитных углах, меньших 100.

С целью определения пространственных координат ствола скважины и ориентирования отклоняющих компоновок разработаны телеметрические системы с различными каналами связи: проводными, гидравлическими, электромагнитными, акустическими, передающими информацию в режиме реального времени на дисплей компьютера.

11.3. Бурение с применением телеметрических систем

Для эффективного управления бурением скважин необходимо знание фактических режимов бурения, параметров траектории ствола скважины, технологических параметров в призабойной зоне для качественного ведения ствола и предупреждения аварийных ситуаций.

Определение этих показателей по данным наземных приборов или во время остановки бурения сопряжено со значительными погрешностями или вообще невозможно.

В 1963 г. в СССР впервые была разработана система автоконтроля комплекса глубинный параметров САКГП-63 для электробурения с передачей на поверхность информации о зенитном угле, угле установки отклонителя, давле-

80

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нии и температуре на забое, напряжении на зажимах электробура во время бурения. Постоянные усовершенствования этой системы привели в конце 60-х годов к разработке Харьковским СКТБ ПЭ <<Потенциал>> и институтом электромеханики при участии ВНИИБТ телеметрической системы СТЭ, регистрирующей следующие параметры:

-зенитный угол; -азимут; -положение отклонителя; -нагрузка на долото;

-частота вращения вала электробура; -крутящий момент;

Впоследние годы применение СТЭ позволило успешно пробурить сотни наклонно направленных и горизонтальных скважин в различных регионах СНГ.

Вначале 60-х годов в США впервые были исследованы возможности гидравлического канала связи, а в 1972 г. фирмой <<Мобил Ойл>> начата конструкция разработки телеметрической системы. Несколько позже к заработке подключились специалисты фирмы <<Шлюмберже>>. Общими усилиями фирмы в 1974 г. система для изменения семи забойных параметров (азимут, зенитный угол, положение отклонителя, температура, частота вращения, нагрузка на долото, крутящий момент) была испытана при проводке наклонно направленных скважин.

Экономическая необходимость в создании забойных телеметрических систем (ТС), выдающая информацию в процессе бурения (за рубежом MWD – системы, Measuremant While Drilling – измерение при бурении) появилось в середине 70-х годов, когда резко возросло число наклонно направленных и морских скважин, при проводке которых необходимы частые замеры кривизны. К 1976 г. в разработках MWD – систем участвовало более 20 фирм.

Появление в последние десятилетия скважин со сложной траекторией, горизонтальных, многозабойных и необходимость возобновления бездействующих скважин путем бурения дополнительных стволов показало, что успешное бурение подобных скважин без телеметрических систем невозможно. Помимо инклинометрических датчиков ТС должны оснащаться датчиками технологических и геофизических параметров, позволяющих проводить горизонтальные стволы в непосредственной близости к газо-водонефтяным контактам

вграницах продуктивного пласта, диагностировать и предупреждать аварийные ситуации.

Любая телеметрическая система(система связи) состоит по существу из пяти частей — источника информации, передатчика, канала связи, приемника и потребителя информации (рис.41).

81

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис.41. Общая схема телеметрической системы Источником информации является забойный датчик, создающий сообще-

ние о величине измеряемого параметра. В передатчике это сообщение о величине измеряемого параметра.

В передатчике это сообщение обрабатывается определенным образом и формируется сигнал, удобный для передачи по каналу связи. Обработка сообщения включает преобразование показаний датчика, например, в пропорционально меняющее электромагнитное поле, его кодирование и модуляцию.

Канал связи — это среда, используемая для передачи сигналов от передатчика к приемнику.

Иногда среду называют линией связи, каналом связи — совокупность передатчика, линии связи и приемника. При передаче сигнал может искажаться и на него могут накладываться помехи.

Приемник обрабатывает принятый сигнал, устраняет помехи и восстанавливает переданное сообщение. Обычно в приемнике выполняются операции, обратные тем, которые выполнялись в передатчике.

Система контроля забойных параметров в процессе бурения в основном определяется выбранным каналом связи, который характеризуется природой и проводником передаваемых сообщений, полосой пропускания, коэффициентом затухания и помехоустойчивостью.

11.3.1. Каналы связи телеметрических систем в бурении

Информация с забоя скважины на поверхность может передаваться по кабелю, столбу жидкости в скважине, окружающим скважину горным породам и, наконец, по колонне бурильных труб. Переносчиком информации могут служить колебания электромагнитного поля, колебания давления в жидкости, шум (колебания), создаваемые вращающимся долотом в горной породе и колонне труб, изменение свойств промывочной жидкости (табл.10).

82

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 10 Каналы связи забоя скважины с дневной поверхностью в процессе

бурения

Сравнительная характеристика способов передачи информации в процессе бурения с использованием различных каналов связи приведена в табл. 11.

Таблица 11

Сравнительная характеристика каналов связи

83

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

11.3.2. Телеметрические системы ведущих производителей

В этом разделе рассматриваются ТС, разработанные в бывшем СССР,

России, и применяющиеся при строительстве скважин, а также зарубежные ТС, используемые и рекламируемые в России.

11.3.2.1 ТС с проводным каналом связи

Система телеметрическая для электробурения СТЭ (ОАО завод «Потенциал», г. Харьков) предназначена для бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин. Серийно выпускается с начала 70-х годов.

Для передачи информации, используется силовой кабель, по которому обеспечивается питание электробура. Глубинное измерительное устройство (УГИ) устанавливается над электробуром в корпусе из немагнитного материала (рис. 42) и содержит датчик азимута (ДА), датчик зенитного угла (ДМ) и датчик положения отклонителя (ДПО). Датчики питаются переменным током частотой 50 Гц. В зависимости от значений углов, измеряемых датчиками, меняется фаза выходного сигнала.

84

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Передающий блок УГИ осуществляет последовательный опрос датчиков, формирует широтно-импульсный сигнал и передает его в токоподвод электробура. Телеметрическая система СТЭ позволяет определять азимут, зенитный угол скважины и положение отклонитля как при бурении, так и при остановках бурения, производить ориентирование отклонителя в вертикальном и наклонном стволах.

Рис. 42. Глубинное измерительное устройство СТЭ:

1 - верхний переводник; 2 - немагнитный корпус; 3 - осевые амортизаторы; 4 -радиальные амортизаторы; 5 - герметичный контейнер, 6 - блок глубинной электроники; 7 - нижний переводник

85

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Система телеметрическая для турбинного бурения СТТ

(ОАО завод «Потенциал», г. Харьков) на 90% унифицирована с ТС типа СТЭ. В состав СТТ входит устройство забойное измерительное (УЗИ) и наземный пульт управления и регистрации (ПУ). УЗИ состоит из блока датчиков, блока электронного, блока питания, герметичного контейнера, герметичного кабельного ввода и корпуса из немагнитного материала. УЗИ устанавливается над забойным гидравлическим двигателем. ПУ включает блок питания УЗИ, информационное табло и переключатели режимов.

Информация с забоя передается по кабелю, вводимому в бурильную колонну через переводник кабеля или герметизирующее устройство вертлюга, или по секционированному кабелю при использовании бурильных труб для электробурения.

86

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 43. Компоновка телесистем серии ГУОБИТ в составе бурильной колонны:

1 - немагнитная труба; 2 - титановый корпус с измерительной аппаратурой; 3 - переводник с ловушкой; 4 - сальниковое уплотнение для каротажного кабеля; 5 - каротажная машина; 6 - пульт наземный

Таблица 12 Габаритные и присоединительные размеры геофизических устройств