vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где К. — константа; п — показатель степени турбулентности в системе циркуляции. Из уравнений (7.28) и (7.29) получаем

Дифференцируя уравнение (7.30) по Q, находим для критических условий

откуда

или, учитывая соотношение (7.29), имеем

Кроме того,

Подставляя уравнение (7.34) в уравнение (7.33), получим

В литературе предложено несколько значений п, причем все они находятся в пределах 1,8—1,86.

Если принять /г=1,86, то по уравнению (7.35) перепад давления на долоте рд=0,65 ру. Таким образом,

для оптимизации гидравлики перепад давления на долоте должен составлять 65 % общего допустимого давления нагнетания на устье.

Фактическое значение п можно определить в промысловых условиях при работе бурового насоса на нескольких скоростях, снимая показания результирующих давлений. Затем вычерчивают зависимость рц=ру—рц от Q. Наклон кривой принимается за показатель п.

МАКСИМАЛЬНАЯ УДАРНАЯ СИЛА

При ограниченном давлении на устье Л. Робинсон [2] доказал, что для максимальной ударной силы перепад давления в долоте рд определяется по уравнению

Читатель сам может вывести уравнение (7.36) (см. задачу 1 в конце этой главы).

Ударная сила долота (Н) может быть представлена как функция Q и рд следующим уравнением:

где рто—плотность бурового раствора, г/см3; Q—расход жидкости, л/с;

рд — перепад давления на долоте, МПа.

СОПОСТАВЛЕНИЕ КРИТЕРИЕВ ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ ДОЛОТА И УДАРНОЙ СИЛЫ

Коэффициент R определяет отношение перепадов давлений по критериям гидравлической мощности

долота и ударной силы:

Уравнение (7.39) показывает, что перепад давления на долоте, определяемый его максимальной гидравлической мощностью, всегда больше, чем при условии получения максимальной ударной силы. Для ламинарного потока п=1, и в том случае R приобретает максимальное значение 1,5. Фактические

промысловые значения п>1. Результаты, приведенные ниже, которые вычислены с учетом значений л в пределах от 1 до 2, показывают, что величина R уменьшается параболически с увеличением п, но никогда

не достигает единицы, т. е. рд всегда больше рд1.

ВЫБОР НАСАДОК

При использовании максимальной гидравлической мощности долота всегда берутся меньшие диаметры насадок, поскольку это дает большие значения рд по сравнению со значениями, получаемыми при использовании метода максимальной ударной силы.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Для определения общего проходного сечения (мм2) и диаметров насадок (мм) можно использовать

следующие уравнения:

где рт—плотность бурового раствора, г/см3; рд—перепад давления на долоте, МПа.

ОПТИМАЛЬНЫЙ РАСХОД ЖИДКОСТИ

Оптимальный расход жидкости достигается при использовании оптимальных значений рц, п и максимального устьевого давления ру. Например, применяя критерий максимальной гидравлической мощности долота, определим

или

Величина п соответствует тангенсу угла наклона кривой графика pu,=f(Q). Оптимальное значение

расхода жидкости получаем на пересечении величины рц (в соответствии с уравнением 7.43) и зависимости рц—Q (см. пример 7.2).

ПРОМЫСЛОВЫЙ МЕТОД ОПТИМИЗАЦИИ ГИДРАВЛИКИ ДОЛОТА

Показатель п можно определить только в промысловых условиях, его величина определяется в большой степени условиями на забое. Для определения п Л. I обинсоном был предложен следующий метод.

1.Перед подъемом долота из скважины для замены включить насос, поработать на четырех или пяти скоростях и зарегистрировать результирующие давления на стояке.

2.По использующимся в данный момент времени диаметрам насадок и плотности бурового раствора

определить потери давления в долоте для каждого значения расхода жидкости по уравнению (7.40) или по линейке для расчетов гидравлических характеристик.

3.Вычесть значение рд из величины давления на стояке для получения рц.

4.Построить зависимость pu=/YQ) в логарифмических координатах и определить наклон кривой,

которая представляет показатель л в уравнениях (7.38), (7.39) и (7.40).

5. По уравнению (7.38) или (7.39) определить значение рд для следующего спущенного в скважину долота, при котором достигается максимальная гидравлическая мощность долота. Затем, используя указанную величину рд, установить диаметры насадок.

Для определенной буровой установки и месторождения показатель п не будет изменяться в широких пределах, если применяют одинаковые показатели бурения.

С целью стандартизации рекомендуется проводить указанные испытания на трех глубинах для каждого нового спущенного в скважину долота. Среднее значение п для каждого долота можно использовать для проектирования оптимальной гидравлической программы.

Пример 7.2. До замены долота в скважине диаметром 311 мм давления на стояке регистрировались при различных расходах жидкости , причем прежнее долото находилось на забое на глубине 1990 м, а следующее долото должно было пробурить скважину на глубину 2438 м. Диаметры трех насадок находящегося на забое долота—по 13 мм, плотность бурового раствора 1040 кг/м3, расход жидкости 38

л/с, максимально допустимое устьевое давление ру=17,3 МПа.

Определить оптимальные гидравлические параметры для следующего долота, используя критерии максимальной гидравлической мощности долота и ударной силы.

Зависимость давления на стояке от расхода жидкости приведена ниже

Решение 1. Используем критерий максимальной гидравлической мощности долота. Из уравнения (7.40) находим перепад давления в долоте для трех насадок диаметром 16 мм

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где По—общая площадь трех насадок, Ло=3(л/4)13'=380 мм2. Следовательно,

Уравнение (7.44) можно использовать для расчета перепада давления в долоте для данных расходов жидкости. Для расчета рд можно использовать линейку для расчетов гидравлических характеристик. Если величина рд определена, то тогда значение рд будет представлять собой разность давлений на стояке и рд. Ниже представлены результаты расчетов.

На рис 7.3 приведена зависимость рц=/'(<3). Наклон кривой можно определить непосредственно с помощью транспортира или для большей точности методом экстраполяции с помощью кусочно-

линейной аппроксимации. Обычно различие незначительно, если через экспериментальные точки провести прямую линию.На рис. 73 дано значение «=12,2/8,3=1,47. Для удобства предъявлены уравнения, необходимые для расчетов различных гидравлических параметров:

где Ао — общая площадь сечения насадок, мм2; рщ — плотность бурового раствора, г/см3; йи—диаметр насадки, мм; IF—ударная сила, кН.

Для расхода жидкости, составляющего 38 л/с, применяя приведенные выше уравнения получаем: рд= =10,4 МПа, Ло=284 мм2, три насадки диаметром 10,95 мм или одну— диаметром 10,32 мм и две—диаметром 11,11 мм, IF=5,245 кН, оптимальное давление циркуляции рц= -17,3—10,4=6,9 МПа.

2.Значение оптимального расхода жидкости получаем на пересечении линии рц=6,9 МПа и графика Pn=f(Q)- На рис. 7.3 представлен оптимальный расход, равный 42 л/с.

Из уравнений (7.11), (7.12) и (7.9) имеем диаметры насадок 11,35 мм или две—по 11,11 мм и одну—11,91 мм, ударную силу 5,76 кН.

3.Используем критерий максимальной ударной силы. Из рис. 7.3 имеем /1=1,47. При этом

Оптимальное давление циркуляции рд=17,3—7,3=10 МПа. При рц= 10,1, МПа оптимальный расход жидкости составляет 53 л/с (см. рис. 7.3).

Таким образом,

Диаметр насадок сн=14,13 мм или две—по 14,28 мм и одна—13,49мм. Ударная сила

Результаты примера 7.2 показывают, что применение критерия гидравлической мощности долота обеспечивает улучшение гидравлических характеристик за счет уменьшения диаметров насадок и повышения скорости истечения струи из насадок долота, а использование критерия максимума ударной силы — большую ударную силу по сравнению с критерием гидравлической мощности долота.

ЭКСПРЕСС-МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОГРАММЫ ГИДРАВЛИКИ ДОЛОТА

метод заключается в следующем:

1) определяют перепад давления в долоте pp.;

2) находят гидравлическую мощность долота (кВт/с)

3) определяют этот

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ЗАДАЧИ

1. Применяя критерий максимальной ударной силы, доказать, что для случая ограниченного устьевого давления перепад давления в долоте

где п — наклон кривой графика зависимости давления циркуляции от скорости циркуляции;

рот—давление на стояке. Рекомендуется;

а) выразить ударную силу F через v, Q и рто:

б) учесть, что потери давления в долоте

где К—постоянная величина; в) из этих уравнений получить соотношение

г) используя формулы

и дифференцируя F относительно Q,

составить соотношение

2. Используя пластическую модель Бингхэма, определить: а) давление циркуляции рц; б) диаметры насадок; в) давление на забое; г) эквивалентную плотность циркуляции.

Имеем следующие исходные данные: скважина—диаметр 215,9 мм, глубина 2896 м; бурильная колонна—наружный и внутренний диаметры 127 и 108,6 мм, длина 2743 м; УБТ—наружный и внутренний диаметры 203,2 и 76,2 мм, длина 152,4 м; плотность бурового раствора 1560 кг/м3; предель- ное напряжение сдвига 14,37 Па; вязкость 20-10~3 Па • с; скорость циркуляции 22,1 л/с; максимальное рабочее давление буровых насосов 17,2 МПа; тип наземного оборудования — 4.

Ответ: а) 2469 Па; б) три насадки по 11 мм; в) 6480; г) 1570 кг/м3.

3.Решить приведенный выше пример, используя модель степенного закона.

4.Предположить, что давление циркуляции рц соотносится с расходом жидкости в соответствии с уравнением p^osQ, как 1,86. Определить оптимальное давление циркуляции, скорость циркуляции, перепад давления в долоте и диаметры насадок, используя данные примера 7.2 и критерии гидрав-

лической мощности долота и ударной силы.

5.Перед заменой долота в скважине диаметром 311 мм зарегистрированы следующие давления на стояке при различных расходах жидкости.

Используемые насадки—три диаметром по 16 мм, глубина скважины в данный момент 2403 м, глубина следующего участка скважины 2530 м, плотность бурового раствора 995 кг/м3, расход жидкости

не должен превышать 38 л/с для ограничения размыва ствола скважины. Ответ: наклон 1,68; насадки, одна—диаметром 13 мм и две—по 14 мм; 42 л/с.

Список литературы

1.Brouse М. Practical hydraulics: A key to efficient drilling.—World Oil, 1982, Oct.

2.Robinson L. Optimising bit hydraulics increases penetration rate.— World Oil, 1982, July.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ГЛАВА 8

БУРЕНИЕ ВЕРТИКАЛЬНЫХ И НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

БУРЕНИЕ ВЕРТИКАЛЬНЫХ С1<ВАЖ,ИН

ПРИЧИНЫ ИСКРИВЛЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

В роторном бурении основными элементами бурильной колонны являются долото, стабилизаторы, УБТ и бурильная колонна до устья скважины.

Разрушение породы осуществляется под действием осевой нагрузки на зубцы долота за счет веса труб и вращения ротора. Действующая нагрузка на долото превышает предел прочности на сжатие и разрушает поверхность породы, а вращение обеспечивает срезающее и разрывающее действие. В результате дей- ствия этих двух факторов образуются частицы породы различ-' ных размеров, которые вымываются на поверхность потоком бурового раствора или воздуха. После этого зубцы долота внед-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ряются в новую поверхность породы, позволяя таким образом углублять скважину.

Направление оси скважины зависит от состава нижней части бурильной колонны и характеристики пласта. На рис. 8.1 показано, как под действием приложенных усилий бурильная колонна изгибается и в некоторой точке (точка касания) контактирует со стенками скважины.

Направление скважины обусловлено силами W, F. Силы W и F могут быть количественно

определены в любом месте ствола скважины. Сила реакции забоя значительно изменяется в пределах одного типа пород, что затрудняет ее количественное определение и прогнозирование. Сила реакции забоя зависит от типа долота и осевой нагрузки.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ

Технологические факторы, способствующие отклонению скважины от вертикали, включают осевую нагрузку W и отклоняющую силу F (см. рис. 8.1). Осевая сила представляет общую нагрузку на долото и по характеру является сжимающим усилием. Бурильная колонна изгибается под действием нагрузки W и

в результате ось УБТ отклоняется от оси скважины.

Силу W, действующую на долото, можно разложить на две составляющие: W\, направленную вдоль оси скважины, и U^z, перпендикулярную к оси скважины. Составляющая Wy, обусловливает

отклонение скважины от вертикали и ее значение возрастает с увеличением зазора между УБТ и скважиной и нагрузки на долото. Сила W^ вызывает отклонение скважины влево (см. рис. 8.1).

Маятниковый эффект возникает от действия силы тяжести и наклона ствола скважины; его величина зависит от активной длины УБТ между долотом и первой точкой их касания (см. также раздел «Компоновка низа бурильной колонны»). Усилие F можно разложить на две силы: FcosI—вдоль осевой линии скважины; Fsin/—перпендикулярную к оси скважины (более точно эти усилия раскладываются вдоль и перпендикулярно к оси УБТ, однако это допущение дает небольшие погреш- ности). Из рис. 8.1 видно, что под действием силы FsinI происходит отклонение вправо.

Величина и направление результирующего отклонения скважины вследствие действия технологических факторов зависит от разницы между W-г и FsinI.

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ

Основным фактором, обусловливающим естественное отклонение скважины от вертикали, является характеристика пласта. Все углеводородные залежи (нефтяные и газовые) существуют

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 8.3. Влияние углов падения пластов на отклонение ствола скважины [1]= / — легкоразбуриваемые участки, не имеющие опоры; 2 —

небольшой уступ-откло-нитель, образуемый неразрушенным

клином

в пластах, сложенных осадочными породами в виде слоев или пропластков. Осадочные породы могут состоять из чередующихся мягких и твердых слоев. Мягкие прослойки легко разбуривают и вымывают промывочными жидкостями, образуя ось скважины с увеличенным диаметром (рис. 8.2). УБТ будут отклонять долото от вертикали в пределах этого интервала, пока при бурении не будет достигнут твердый слой. Непрерывное разбуривание мягких и твердых пластов породы и отклонение долота в пределах размытого диаметра в итоге приведет к отклонению ствола скважины (см. рис. 8.2). Таким образом, происходит нежелательное искривление и резкие изменения направления оси ствола скважины.

Слоистость осадочных пород — фактор, способствующий естественному искривлению скважины.

Воднородных с горизонтальной слоистостью пластах долото разрушает породу равномерно, и, следовательно, скважина будет вертикальной.

Внаклонно залегающих пластах долото разрушает породу неравномерно, что приводит к смещению долота в боковом направлении и, следовательно, к искривлению скважины. Из практики известно, что направление долота зависит от угла падения пласта. Если угол падения пласта меньше 45°, то скважину, как правило, бурят вверх по восстанию пласта (рис. 8.3). Если угол падения больше

45°, то скважину, обычно бурят вниз по падению пласта. Опыт показывает, что угол отклонения оси скважины меньше угла падения пластов.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Кроме наклона пластов, другими важными геологическими факторами, способствующими искривлению скважин, являются сбросообразование, наличие трещин и разрывов и степень бу-

римости.

Эти факторы в совокупности определяют влияние геологических условий на отклонение скважин от вертикали.

Степени искривления оси скважины подразделяют на незначительную, среднюю и высокую. При незначительном искривлении происходит небольшое отклонение скважины от вертикали или наблюдается полное его отсутствие (бурение в твердых и изотропных породах). Средняя и высокая степени искривления скважины связаны соответственно с бурением в мягких и средней твердости породах. В таких породах особенно значительно влияние угла падения пластов, образования трещин и изменения прочности пород.

Приведенная классификация пород по степени их влияния на отклонение скважин может быть использована для выбора оптимальной компоновки нижней части

бурильной колонны с целью сохранения или изменения отклоненного ствола скважины.

КОМПОНОВКА НИЖНЕЙ ЧАСТИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ Существуют три типа КНБК: гладкая, маятниковая и сложные (с несколькими центраторами).

Гладкая компоновка

Гладкая компоновка — это КНБК без стабилизаторов. КНБК состоит из долота, УБТ и бурильной колонны. Этот тип КНБК можно использовать для бурения пластов с незначительной тенденцией к искривлению скважины. Гладкие компоновки используют очень редко, за исключением случаев бурения на-клонно-направленных скважин до точки, в которой ствол искусственно отклоняют.

Маятниковая компоновка

Компоновки этого типа используют для уменьшения искривления ствола, как показано на примере бурения S-образной наклонной скважины именно той части, где производится выпола- живание. Маятниковые компоновки используют для разбурива-ния мягких, несцементированных

пород под кондуктор.

Принцип маятниковой компоновки заключается в использовании силы тяжести для возвращения ствола скважины к вертикали. Сила тяжести F (см. рис. 8.1) определяется длиной УБТ между долотом и точкой касания (активная длина УБТ). Уве-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ТАБЛИЦА 8.t

Рис. 8.4. Маятниковые компоновки с одним (а) и двумя (б) стабилизаторами:

/ — УБТ; 2 — стабилизатор

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

личение активной длины означает, что вертикальная сила увеличивается и скважина возвращается к вертикали. Усилие, отклоняющее скважину к вертикали, представляет собой составляющую вертикального усилия F, т. е. FSINI, которая действует перпендикулярно к оси ствола скважины. Усилие FCOSI, действующее вдоль оси ствола, способствует сохранению направления оси скважины. Возрастание величины F приводит к тому, что темп увеличения составляющей FSIN/ становится больше, чем FCOSI.

Маятниковая компоновка включает долото, несколько УБТ для обеспечения эффекта отвеса, один (или более) стабилизатор, УБТ, толстостенную бурильную трубу и бурильную колонну до устья.

Можно достигнуть максимального эффекта отвеса, если установить первый стабилизатор как можно выше долота, чтобы УБТ на участке активной длины не контактировали со стенками скважины. Однако если расстояние от долота до первого стабилизатора взято слишком большим, то существует опасность того, что УБТ активной длины на участке будут контактировать с нижней стенкой скважины, уменьшая эффект отвеса. Г. Е. Уилсон показал, что второй стабилизатор необходимо установить на расстоянии 9 м от первого с целью уменьшения действия горизонтального бокового усилия. На рис. 8.4 показана маятниковая компоновка [2].

Основной недостаток маятниковой компоновки — получение ствола диаметром меньше, чем диаметр долота, что затрудняет спуск обсадной колонны. При использовании маятниковой компоновки наружный диаметр УБТ выбирают таким образом:

Минимальный наружный диаметр УБТ=2хНаружный диаметр соединений обсадной колонны

Наружный диаметр долота. Прибор оснащен счетчиком времени, который отмечает движение бумажного диска на нужной глубине.

Кривизну скважины измеряют каждые 152 м или перед заменой долота. Время, необходимое для спуска прибора на забой, устанавливают на счетчике времени, затем прибор бросают в трубы и он размещается на посадочном кольце над долотом. Диск, в который вставлена бумага, передвигается вверх до контакта с иглой маятниковой подвески и записывает угол искривления. Опускаясь, диск поворачивается на 180° и снова перемещается вверх, где он вторично пробивается иглой, в результате чего измеряется угол искривления. При вторичном пробивании иглой показания должны совпадать с данными, полученными при первоначальном пробивании; таким образом контролируется правильность показания прибора.

При бурении вертикальных скважин стараются пробурить ствол вертикально насколько это возможно. В процессе бурения направленных скважин ствол скважины намеренно отклоняют в нужном направлении, при этом целью является сохранение угла наклона и направления, чтобы достигнуть заданной зоны.

При бурении некоторых наклонных скважин угол отклонения сохраняют до определенной глубины, а затем уменьшают, чтобы достигнуть заданной зоны.

При бурении вертикальных скважин целью является сохранение наименьшего угла искривления, чтобы свести до минимума горизонтальное смещение забоя. Отклонения вертикальных скважин стараются избежать по следующим причинам:

а) чтобы скважина не выходила за пределы арендованного участка или продуктивной зоны; б) чтобы не нарушать правила, установленные властями; в) чтобы избежать износа бурильной колонны и обсадных труб вследствие резких изменений угла наклона и направления ствола скважины. Резкое изменение направления ствола скважины способствует желобообразованию и прихватам труб (см. гл. 12) и, кроме того, приводит к некачественному цементированию, поскольку цементный раствор не может циркулировать между стенками скважин и обсадной колонной в местах резкого изменения направления ствола.

НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ

Наклонной можно считать такую скважину, ствол которой намеренно отклоняют от вертикали с целью достижения определенных зоны или интервалов.

ОСНОВАНИЯ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ

Существуют ситуации, в которых бурение скважин, отклоненных от вертикали, представляет собой практический способ достижения нужной продуктивной зоны. Ниже приводится обзор этих ситуаций

(рис. 8.8).

1. Разработка морских месторождений. Разработка всего морского месторождения может быть

осуществлена бурением требуемого числа скважин с одной платформы (на глубоководном участке)

или с искусственного острова — на мелководье (рис. 8.8, а). Эти скважины необходимо отклонять от вертикали под разными углами, чтобы достигнуть границ месторождения.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.Бурение в плоскости сброса. Скважины, пробуренные в плоскости сброса, являются неустойчивыми вследствие перемещения пластов и срезающего действия на обсадную колонну. Скважина, направление которой пересекает плоскость сброса или параллельно ей, не имеет таких осложнений (рис. 8.8, б).

3.Бурение в недоступных районах. Когда коллектор находится под горой или под плотно заселенным районом, наклонное бурение—единственный способ при разработке нефтяного месторождения

(рис. 8.8, в).

4.Зарезка нового ствола в скважине. В некоторых случаях часть бурильной колонны остается в скважине, например, при прихвате труб. Если эти металлические предметы нельзя извлечь, то бурение можно продолжить, изменив направление оси ствола скважины от места над оставшимся металлом.

Эта операция называется зарезкой нового ствола и предполагает отклонение скважины от ее первоначального направления (рис. 8.8, г).

5. Бурение в соляные купола. Когда нефтяной коллектор находится под соляным куполом, то, как

показывает практический опыт, необходимо бурить направленную скважину (рис. 8.8, д). Обсадные колонны, спущенные в зону соляных куполов, подвергаются смятию в результате действия бокового давления, возникающего при сползании солей. Отклонение скважины необходимо проектировать так, чтобы избежать соляной купол, поэтому ствол отклоняют непосредственно над нефтеносной зоной.

6.Разгрузочные скважины. Наклонная скважина может быть пробурена для пересечения и тушения фонтанирующей скважины, чтобы закачать буровой раствор с высокой плотностью.

7.Бурение разведочных скважин. Наклонные разведочные скважины проводят на площадях, содержащих перспективные углеводородные структуры. Статистика разведочных работ показывает, что одна скважина из девяти — продуктивная. Если скважина, пробуренная первоначально,

оказывается непродук-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В табл. 8.1 представлены минимальные значения наружного диаметра УБТ при бурении скважин с применением маятниковой компоновки.

Сложная компоновка

Принцип работы такой компоновки учитывает то условие, что две точки могут контактировать со стенкой скважины, образуя ломаную кривую, тогда как три точки образуют прямую линию (рис. 8.5). Стабилизация направления ствола достигается за счет установки трех или более центраторов в нижней части бурильной колонны, причем один располагают непосредственно над долотом.

Выбор определенной компоновки обусловлен вероятной степенью искривления ствола скважины. Различают три типа компоновок.

1. Компоновка для скважин с незначительной искривленностью (рис. 8.6, а). В зоне / обеспечивается центрирование оси КНБК непосредственно над долотом, в зоне II—над короткой УБТ с большим наружным диаметром и в зоне III — над стандартной УБТ.

Если в КНБК применяют амортизатор вибраций, то его устанавливают в зоне II — для обеспечения

максимальной эффективности [,2]. Демпфер используют для поглощения колебаний,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

возникающих при работе долота на забое, а также для предотвращения передачи колебаний на поверхность.

2. Компоновка для скважин со средней искривленностью (рис. 8.6, б). В этом типе компоновок второй стабилизатор устанавливают в зоне /, чтобы обеспечить стабилизацию долота. Зоны II и III подобны по оснащению зонам, описываемым для компоновки 1-го типа.

3. Компоновка для скважины с высокой степенью искривления (рис. 8.6, в). Для этих типов компоновок три стабилизатора включены в зону /. Зоны II и III подобны по оснащению зонам для компоновки 1-го типа.

СТАБИЛИЗАТОРЫ И РАСШИРИТЕЛИ

Выбор стабилизаторов определяется типом разбуриваемых отложений. В мягких породах применяют стабилизатор с большой контактной площадью для эффективной стабилизации долота. Для твердых пород выбирают стабилизаторы, имеющие небольшую площадь контакта со стенкой скважины [2].

Расширители снабжены вращающимися коническими насадками из карбида вольфрама для расширения оставляемых долотом уступов, что способствует образованию скважины диаметром, близким к нормальному. Поэтому лучше всего размещать расширители непосредственно над долотом и использовать их для бурения в твердых породах.

Поскольку наружный диаметр стабилизаторов и расширителей близок к диаметру скважины, то кольцевое пространство между стенкой и стабилизатором (или расширителем) очень мало. Это приводит к суще-

ственному увеличению скорости восходящего потока вокруг стабилизаторов и расширителей и эрозии (или размыву) скважины в мягких породах.

ИЗМЕРЕНИЕ ВЕРТИКАЛЬНОСТИ СКВАЖИНЫ

Искривление вертикальных скважин можно установить с помощью

дважды при повороте на 180°.

Рис. 8.7. Индикатор искривления скважины [3]

Кривизну скважины измеряют каждые 152 м или перед заменой долота. Время, необходимое для спуска прибора на забой, устанавливают на счетчике времени, затем прибор бросают в трубы и он размещается на посадочном кольце над долотом. Диск, в который вставлена бумага, передвигается вверх до контакта с иглой маятниковой подвески и записывает угол искривления. Опускаясь, диск поворачивается на 180° и снова перемещается вверх, где он вторично пробивается иглой, в результате чего измеряется угол искривления. При вторичном пробивании иглой показания должны совпадать с данными, полученными при первоначальном пробивании; таким образом контролируется правильность показания прибора.

При бурении вертикальных скважин стараются пробурить ствол вертикально насколько это возможно. В процессе бурения направленных скважин ствол скважины намеренно отклоняют в нужном направлении, при этом целью является сохранение угла наклона и направления, чтобы достигнуть заданной зоны.

При бурении некоторых наклонных скважин угол отклонения сохраняют до определенной глубины, а затем уменьшают, чтобы достигнуть заданной зоны.

При бурении вертикальных скважин целью является сохранение наименьшего угла искривления, чтобы свести до минимума горизонтальное смещение забоя. Отклонения вертикальных скважин стараются избежать по следующим причинам:

а) чтобы скважина не выходила за пределы арендованного участка или продуктивной зоны; б) чтобы не нарушать правила, установленные властями; в) чтобы избежать износа бурильной колонны и обсадных труб вследствие резких изменений угла наклона и направления ствола скважины. Резкое изменение направления ствола скважины способствует желобообразованию и прихватам труб (см. гл. 12) и, кроме того, приводит к некачественному цементированию, поскольку цементный раствор не может циркулировать между стенками скважин и обсадной колонной в местах резкого изменения направления ствола.

НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Наклонной можно считать такую скважину, ствол которой намеренно отклоняют от вертикали с целью достижения определенных зоны или интервалов.

ОСНОВАНИЯ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ

Существуют ситуации, в которых бурение скважин, отклоненных от вертикали, представляет собой практический способ достижения нужной продуктивной зоны. Ниже приводится обзор этих ситуаций

(рис. 8.8).

1. Разработка морских месторождений. Разработка всего морского месторождения может быть

осуществлена бурением требуемого числа скважин с одной платформы (на глубоководном участке) или с искусственного острова — на мелководье (рис. 8.8, а). Эти скважины необходимо отклонять от вертикали под разными углами, чтобы достигнуть границ месторождения.

2.Бурение в плоскости сброса. Скважины, пробуренные в плоскости сброса, являются неустойчивыми вследствие перемещения пластов и срезающего действия на обсадную колонну. Скважина, направление которой пересекает плоскость сброса или параллельно ей, не имеет таких осложнений (рис. 8.8, б).

3.Бурение в недоступных районах. Когда коллектор находится под горой или под плотно заселенным

районом, наклонное бурение — единственный способ при разработке нефтяного месторождения (рис.

8.8, в).

4. Зарезка нового ствола в скважине. В некоторых случаях часть бурильной колонны остается в скважине, например, при прихвате труб. Если эти металлические предметы нельзя извлечь, то бурение можно продолжить, изменив направление оси ствола скважины от места над оставшимся металлом. Эта операция называется зарезкой нового ствола и предполагает отклонение скважины от ее первоначального направления (рис. 8.8, г).

5. Бурение в соляные купола. Когда нефтяной коллектор находится под соляным куполом, то, как

показывает практический опыт, необходимо бурить направленную скважину (рис. 8.8, д). Обсадные колонны, спущенные в зону соляных куполов, подвергаются смятию в результате действия бокового давления, возникающего при оползании солей. Отклонение скважины необходимо проектировать так, чтобы избежать соляной купол, поэтому ствол отклоняют непосредственно над нефтеносной зоной.

6.Разгрузочные скважины. Наклонная скважина может быть пробурена для пересечения и тушения фонтанирующей скважины, чтобы закачать буровой раствор с высокой плотностью.

7.Бурение разведочных скважин. Наклонные разведочные скважины проводят на площадях, содержащих перспективные углеводородные структуры. Статистика разведочных работ показывает, что одна скважина из девяти — продуктивная. Если скважина, пробуренная первоначально, оказывается непродуктивной

Рис. 8.8. Варианты бурения направленных скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 8.19. Схема компоновки, включающей забойный двигатель и кривой переводник:

/ — долото; 2, 4 — наддолотный и кривой переводники; 3 — забойный двигатель; 5 — немагнитная УБТ; S — УБТ; 7 — бурильная колонна до устья

на участке набора и уменьшения угла наклона ствол скважины имеет конфигурацию плавной кривой;

забойные двигатели обеспечивают лучший контроль интенсивности искривления.

С помощью забойных двигателей можно использовать наземные приборы для получения на поверхности информации об измерениях в процессе бурения (система MWD), что позволяет непрерывно считывать данные кривизны

скважины, включая и данные ориентирования рабочего торца долота.

Существуют два типа забойных двигателей: двигатель турбинного типа (турбобур) и объемный двигатель.

Забойный двигатель турбинного типа. Такой двигатель состоит из многоступенчатого двигателя лопастного типа и статора, а также упорного подшипника и ведущего вала. Количество секций роторов статора может колебаться в пределах 25—250.

Статор (рис. 8.20) остается неподвижным; его основная функция—отклонение бурового раствора на лопасти ротора. Лопасти ротора соединены с ведущим валом, который - в свою очередь соединен с долотом. Буровой раствор закачивают под вы-

соким давлением вниз по бурильной колонне в секцию двигателя, где происходит его отклонение лопастями статора к лопастям ротора. Буровой раствор вызывает вращение ротора, которое передается ведущему валу и долоту.