технология бурения 2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Список используемой и рекомендуемой литературы

1.Бом Ж. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений. Randy Smith Training Solution: Учебное пособие по курсу «Well Control» / Ж. Бом,

Д. Бриган, Б. Лопес. – Абердин, 2005.

2.Овчинников В. П. Контроль и управление процессом бурения в условиях аномальных пластовых давлений: Учебное пособие / В. П. Овчинников, В. М. Гребенщиков. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. – 123 с.

3.Киреев А. М. Управление проявлениями горного давления при строитель-

С. И. Грачева, А. А. Фролова. – В 2-х т. – М.: «Инфра-Инженерия», 2006. – 1216 с.

58

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ГЛАВА 12

ГЕОНАВИГАЦИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

Авторы-составители:

Левинсон Л. М., Исмаков Р. А., Акбулатов Т. О., Шешукова Г. Н., Гречин Е. Г.

12.1. Понятие геонавигации

С возрастающими 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 геолого-

1

250

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

геофизическая изученность участков (залежей), намеченных для горизонтального бурения на стадиях проектирования и строительства.

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

2

251

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

бурения и при освоении и эксплуатации – телеметрического контроля тра-

ектории 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.

12.2.Технические средства и технологии управления искривлением

12.2.1. Ориентируемые технические средства

Самым первым устройством, позволившим принудительно искривлять ствол скважины, был отклоняющий клин – уипсток (wipstock) (рис. 12.1).

3

252

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 12.1. 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.

4

253

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

С разработкой в 20–30-хгг. 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 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. 12.2 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. Кривой переводник схематично представлен на рисунке 12.3.

а б в Рис. 12.2. 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

5

254

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

α

Рис. 12.3. Схема кривого переводника (α = arctg C Д− A )

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 их работы.

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. 12.4).

6

255

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 12.4. 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 центраторы, то за счёт сил тяжести УБТ или ЗД долото будет прижиматься к нижней стенке (рис. 12.5) и зенитный угол станет уменьшаться.

3

2

Рис. 12.5. 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 также 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»).

Для проводки скважин по заданному профилю необходимо ориентировать отклоняющие компоновки в нужном направлении. В вертикальном

7

256

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

стволе ориентирование производят относительно сторон света (направления на север), а в наклонном ─ относительно апсидальной плоскости.

Существует три метода ориентирования отклонителей:

–прямой (метод прослеживанияположения 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 4-50). Второй и третий методы могут использоватьсяпри любых значениях глубин и зенитных углов.

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 неподвиж-

ную 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

8

257

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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.

При переносе меток на ротор возможно случайное стирание метки, что весьма вероятно в дождь, снег, непогоду. Поэтому 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 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. 12.6 а).

Рис. 12.6. 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

9

258