технология бурения 3
.pdf
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Момент сил взаимодействия бурильной колонны на участке искривления со стенками скважины рассчитываем по формуле:
(14.37)
где µз.и. − коэффициент сопротивления закручиванию бурильной колонны на искривленном участке; Fп − сила прижатия бурильной колонны к стенкам скважины на интервале набора зенитного угла под действием собственного веса и силы давления труб на стенки скважины за счет натяжения весом колонны, определяемая по формуле:
(14.38)
где qБТ − вес погонного метра бурильной трубы в буровом растворе, Н/м; µи − коэффициент сопротивления закручиванию бурильной колонны на искривленном участке скважины; Lи – длина участка искривления ствола скважины, м; αи – зенитный угол на участке искривления ствола скважины, град. Формула для расчета фактической нагрузки на долото имеет вид:
(14.39)
В формулу для расчета фактической нагрузки на долото входят взаимосвязанные параметры, а именно: угол закручивания бурильной колонны и сила натяжения неподвижного конца талевого каната.
На рисунках 14.22 и 14.23 приведены зависимости изменения силы натяжения неподвижного конца талевого каната от угла закручивания бурильной колонны по промысловым данным и по разработанной методике (зависимость фактической нагрузки на долото от угла закручивания). Анализ графиков говорит о том, что при наклонно направленном бурении на долото доводится от 50 до 80% силы натяжения неподвижного конца талевого каната, в интервале 1400−2100 м, что соответствует стандартным расчетам и не противоречит общепринятым представлениям.
На рисунке 14.24 приведены зависимости момента на долоте от угла закручивания бурильной колоны по скважинам №300 и№306 Мусюршорского месторождения, которые рассчитаны по представленной методике.
Разработанная вышеуказанными авторами методика расчета силовых параметров режима бурения использует выявленную при проведении промысловых исследований линейную зависимость силы натяжения неподвижного конца талевого каната от угла закручивания бурильной колонны и позволяет определять фактическую нагрузку и момент на долоте.
47
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Для оперативного применения методики на буровой ими была разработана компьютерная программа в среде Borland DELPHI. Её использование позволяет оперативно при минимуме входных данных получать информацию о фактической нагрузке и моменте на долоте (табл. 14.3).
Рисунок 14.22 – Зависимости изменения нагрузки от угла закручивания бурильной колонны (месторождение Мусюршор, скважина №300): 1 – линия тренда (зависимость силы натяжения неподвижного конца талевого каната от угла закручивания бурильной колонны); 2 – расчет по методике (зависимость фактической нагрузки на долото от угла закручивания бурильной колонны)
Рисунок 14.23 – Зависимости изменения нагрузки от угла закручивания бурильной колонны (месторождение Мусюршор, скважина №306) 1 – линия тренда (зависимость силы натяжения неподвижного конца талевого каната от угла закручивания бурильной колонны); 2 − расчет по методике (зависимость фактической нагрузки на долото от угла закручивания бурильной колонны)
48
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Рисунок 14.24 – Зависимость момента на долоте от угла закручивания бурильной колонны на месторождении Мусюршор (расчет по методике) 1– скважина №300, 2 – скважина №306
Таблица 14.3
Данные промысловых испытаний
Таким образом, возможно поддерживать и корректировать те режимы бурения, которые указаны в режимно-технологических картах, а так же учитывать полученные данные при разработке проектных решений.
Все вышеперечисленные методы и методики, их функциональные ограничения, погрешности АСУ и средств измерения ставят перед учеными, производственными объединениями и буровыми компаниями задачи направленные на разработку и внедрение более совершенных методов оперативного контроля параметров бурения скважины.
49
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Список использованной и рекомендуемой для самостоятельного изучения литературы
1.Бебенин В. Ю. Анализ забойных процессов в алмазном бурении с целью стабилизации работы породоразрушающего инструмента : автореф. дис... канд. техн. наук : 25.00.14 / В. Ю. Бебенин. – Москва, 2006. – С.
77.
2.РД 39-0147716-102-2001. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. – 250 с.
3.Балденко, Д. Ф. Одновинтовые гидравлические машины : в 2-х т. : справочное издание / Д. Ф. Балденко, Ф. Д. Балденко, А. Н. Гноевых ; ОАО "Газпром". - Москва : ИРЦ Газпром. - Т. 2. Винтовые забойные двигатели (бурение). - 2007. - 470 с.
4.Овчинников В. П. Определение осевой нагрузки на долото при бурении
скважин с горизонтальным окончанием / В. П. Овчинников, М. В. Двойников, С. В. Пролубщиков // Бурение & нефть. - 2007. - № 5.
- С. 18-19.
5.Двойников М. В. Управление и контроль параметров бурения скважин винтовыми забойными двигателями : монография / М. В. Двойников, В. П. Овчинников, А. В. Будько. - Москва : Газпром бурение, 2009. - 135 с.
50
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
ГЛАВА 15. ГЕОНАВИГАЦИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
Авторы-составители:
Левинсон Л. М., Исмаков Р. А., Шешукова Г. Н., Гречин Е. Г., Маковский Ю.С.
15.1.Понятие геонавигации
Свозрастающими объемами направленного и горизонтального бурения, с появлением скважин со сложной траекторией, многозабойных, с возобновлением работы с бездействующими скважинами путем бурения дополнительных стволов – актуальными стали проблемы контроля за направлением ствола скважины в процессе ее бурения, управления этим процессом по намеченной программе.
Процесс управления некоторым объектом, имеющим собственные методы передвижения в определённом пространстве передвижения, в общем смысле представляет навигацию (лат. navigatio, от navigo – плыву на судне).
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.
Совокупность отраслей науки и техники о практическом освоении недр, обеспечивающих освоение подземных объектов для нужд человечества с использованием автоматических и пилотируемых аппаратов, называют геонавтикой. Недра – подземное пространство, освоение которого начинается с проектирования и выполнения траектории подземными аппаратами и устройствами.
Составная и определяющая часть геонавтики, в рамках которой ставятся и решаются технологические, аппаратные и программные задачи управления траекторией ствола скважины, во взаимосвязи с исследованием околоскважинного пространства и воздействием на него в процессе бурения называют геонавигацией (геологической навигацией).
Бурение скважин с горизонтальным окончанием (ГС) оказалось одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти и достижения полноты извлечения ее из недр. Особенно актуально это для месторождений со сложным геологическим строением, а также для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки.
Не все ГС являются высокоэффективными. Причиной снижения эффективности в ряде случаев может считаться недостаточная геологогеофизическая изученность участков (залежей), намеченных для горизонтального бурения на стадиях проектирования и строительства.
51
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Важнейший резерв повышения промысловой эффективности ГС – их полноценное информационное обеспечение.
При отсутствии достаточно полного информационного обеспечения, т.е. детального знания геологической и гидродинамической ситуации, включая геологическое строение месторождений, закономерности, изменения физических свойств коллекторов и физико-химических свойств нефти в залежах трудно оценить промысловую эффективность ГС.
Факторы, влияющие на продуктивность ГС, условно можно разделить на три группы:
-геологические;
-гидродинамические;
-технологические.
Геологические факторы определяются геологическими неоднородностями по вертикали и простиранию пласта, расчлененностью разреза, литологическим составом и коллекторскими свойствами, толщиной пласта, его наклоном, изменчивостью по простиранию, трещиноватостью и микротрещиноватостью пород.
Прогноз эффективности горизонтальной скважины необходим в первую очередь на этапе ее проектирования. В процессе и после бурения уточняются представления о геологическом разрезе, траектории скважины, тем самым создается реальная основа для моделирования и прогноза эффективности ГС.
На дебит ГС влияют различные факторы, в том числе ее длина на различных участках профиля, а также положение траектории ГС на фоне профиля конкретного геологического разреза. Известно, что очень часто не вся длина горизонтальной скважины используется эффективно, т.е. приток жидкости к скважине происходит в более проницаемых участках профиля разреза.
По сравнению с вертикальными скважинами интерпретация данных геофизических исследований ГС значительно усложняется, невозможно и некорректно один к одному использовать имеющиеся методические приемы для вертикальных скважин. Это прежде всего обусловлено специфическими особенностями ГС, т. е. пространственным положением траектории ГС в толще горных пород, а также условиями, техническими средствами и комплексами измерений и задачами интерпретации.
Чрезвычайная сложность управления процессом бурения ГС без надежной информации о продуктивном пласте, фактическом положении бурового инструмента относительно кровли пласта, ВНК или ГНК приводит к значительному снижению эффективности ГС.
Успехи в использовании горизонтальных технологий стали возможными благодаря интенсивному развитию технических средств и технологий исследований геофизическими методами в процессе, после бурения и при освоении и эксплуатации – телеметрического контроля траектории
52
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
скважины MWD (measure while drilling) и каротажа LWD (logging while drilling) систем.
Одной из основных задач геологической интерпретации является уточнение реального положения траектории и профиля геологического разреза вблизи ГС. Основная цель геонавигации бурения ГС и боковых стволов с горизонтальным окончанием – достижение максимальной эффективной длины горизонтального ствола скважины путем его размещения в наиболее продуктивной нефтенасыщенной части пласта с учетом геологических особенностей и технических ограничений.
Измерение геофизических параметров в процессе бурения скважин позволяет получить сведения о литологическом составе и удельных электрических сопротивлениях пластов, не затронутых проникновением фильтрата промывочной жидкости в пласт, что дает возможность надежно выделять продуктивные горизонты, прогнозировать приближение зон аномально высокого или аномально низкого пластовых давлений, границ продуктивного пласта.
Измерение естественной радиоактивности горных пород, окружающих скважину, как правило, дает возможность провести литологическое расчленение разреза и в комплексе с электрическими характеристиками пласта выделять границы пласта, расчленять разрез на отдельные пропластки.
Регистрация естественной радиоактивности горных пород, измерение акустических и электрических свойств окружающих скважину горных пород в процессе бурения обеспечивают литологическое расчленение геологического разреза, определение насыщенности пласта, выделение зон аномальных пластовых давлений, пеленгации границ продуктивного пласта на наклонных пологих и горизонтальных участках бурения нефтегазовых скважин.
Данные геофизических исследований, полученные в процессе бурения, могут служить в большинстве скважин надежным критерием интерпретации результатов с целью дальнейшего планирования работ на скважине (опробования объектов, отбора керна и др.). В этих случаях комплекс ГИС, проводимый аппаратурой на кабеле, может быть сокращен, соответственно, может быть уменьшено время на задалживание скважин для проведения ГИС.
15.2. Технические средства и технологии управления искривлением
15.2.1. Ориентируемые технические средства
Самым первым устройством, позволившим принудительно искривлять ствол скважины, был отклоняющий клин – уипсток (wipstock) (рис. 15.1).
53
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Рис. 15.1. 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 – гибакая труба; 6 – фрезер двойной; 7 – клин; 8 – якорь
Он спускается на бурильных трубах, при достижении забоя ориентируется в нужном направлении. Затем за счёт веса бурильной колонны или с помощью гидравлики выдвигаются плашки якоря и клин закрепляется. Спускаемое долото скользит по клину и, фрезеруя стенку скважины, забуривает наклонный ствол. Уипсток является средством локального искривления. За один приём можно отклонить ствол на 2–50. При необходимости достичь бόльшего зенитного угла установку клина приходится повторять.
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.
С разработкой в 20–30-х 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, от-
54
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
клонителей турбинных секционных (ОТС), турбобуров со шпиндельным отклонителем (ШО), электробуров с механизмами искривления. 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. 15.2 а) характеризуются достаточно большой длиной нижнего плеча (расстояние от торца долота до узла искривления – КП) в пределах 8–11 м и большим углом перекоса резьб – 2–3,50. В то же время в них используются обычные серийные турбобуры. Кривойпереводниксхематичнопредставленнарисунке15.3.
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, чтообеспечиваетбόльшиймежремонтныйпериодихработы.
а |
б |
в |
Рис. 15.2. Турбинные (электро) отклонители: а – 1-секционный турбобур с кривым переводником; б – турбинный отклонитель (электробур с МИ); в – турбобур со шпиндельным отклонителем (ШО); 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
55
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Рис. 15.3. Схема кривого переводника
( = |
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. 15.4).
Рис. 15.4. Схема действия сил в прямой компоновке для увеличения зенитного угла
Если калибратор не полноразмерный, т.е. его диаметр меньше диаметра долота, темп роста зенитного угла уменьшается.
Если из компоновки низа бурильной колонны исключить центрато-ры, то за счёт сил тяжести УБТ или ЗД долото будет прижиматься к ниж-ней стенке (рис. 15.5) и зенитный угол станет уменьшаться.
56