Что такое интенсивность искривления зенитного угла на интервале

Расчет фактической интенсивности искривления скважин

Интенсивность искривления – темп изменения зенитного, азимутального или пространственного углов на единице длины ствола скважины, поэтому различают интенсивность зенитного i_θ, азимутального i_α и пространственного i_φ искривления. Единицей измерения интенсивности искривления чаще является град/10 м, иногда град/м, град/100 м в зависимости от численного значения этого показателя.

Расчет интенсивности искривления необходим для выявления закономерностей искривления скважин и сравнения фактической интенсивности с допустимой. В интервалах бурения под кондуктор в большинстве районов интенсивность искривления должна быть не более 1,5 град/10 м, в интервалах установки насосного оборудования в период эксплуатации скважины не более 3 град/100 м, в интервалах снижения зенитного угла не более 5 град/100 м. Эти ограничения вводятся для снижения вероятности осложнений в процессе бурения и повышения межремонтного периода насосного оборудования при эксплуатации скважины.

Расчет интенсивности искривления ведется по формулам

(1.1)

(1.2)

(1.3)

где θ_н и θ_к – соответственно начальный и конечный зенитные углы на интервале, град; α_н и α_к – соответственно начальный и конечный азимуты скважины на интервале, град; φ – угол пространственного искривления ствола на интервале, град; l – длина интервала.

Величина угла пространственного искривления может быть рассчитана по аналитической формуле

(1.4)

или по приближенной формуле М.М. Александрова

(1.5)

где θ_ср – средний зенитный угол интервала

(1.6)

Задание для работы № 1

1. По данным инклинометрических замеров для скважины глубиной 1000 м определить интенсивность зенитного, азимутального и пространственного искривления для каждого двадцатиметрового интервала. Результаты расчетов представить в виде таблицы.

Интенсивность искривления скважины по интервалам

2. Выделить интервалы бурения вертикального ствола, искусственного искривления, стабилизации кривизны.

3. Для выделенных интервалов определить средние интенсивности искривления и радиус кривизны R.

Радиус кривизны рассчитывается по формуле

(1.7)

Расчет интенсивности искривления скважины

По программе Drilling Office

Для выполнения данной работы необходимо запустить программу Drilling Office, блок Survey Editor (Survey Editor не будет работать, если не создана баз данных по месторождению в DataBrowser).

Survey Editorиспользуется для создания графиков,файлов с данными новых замеров, импорта и экспорта этих файлов.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Источник

Всё про нефть и газ www.neft-i-gas.narod.ru

РАЗДЕЛ 1. НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ.

1.1..Типовые профили наклонно-направленных скважин.

Профиль скважины – это проекция оси скважины на вертикальную плоскость, проходящую через её устье и забой.

Специальные типы профилей:

Профили водозаборных скважин аналогичны рекомендуемым выше, но отличаются глубиной наклонного ствола, расположенного, как правило, ниже глубины спуска кондуктора.

1.2. Очерёдность бурения кустовых наклонно-направленных скважин.

Расстояние между устьями скважин определяется в соответствии со схемами расположения бурового и нефтепромыслового оборудования на кустовой площадке, согласованными с территориальным органом Госгортехнадзора России и Управлением пожарной охраны.

Проводка наклонных скважин осуществляется по программам, составленным с учётом горизонтальных проекций и профилей ранее пробуренных скважин. Запрещается начинать бурение очередной скважины, если по предыдущей скважине отсутствуют данные о кривизне ствола.

Расстояние по вертикали между точками забуривания наклонного ствола должно быть:

· Не менее 30 м, если разность в азимутах забуривания менее 10 0 ;

· Не менее 20 м, если разность составляет 10 – 20 0 ;

В группе (позиции) скважин бурение более одной вертикальной скважины не допускается.

1.3. Графический метод определения угла установки

Источник

Прогнозирование интенсивности искривления скважин

СКВАЖИНЫ

МЕТОДИКА ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ИСКРИВЛЕНИЯ

До недавнего времени существовали исследования, основное внимание уделявшие расчету отклоняющей силы возникающей у долота [1], и исследования, в основном, посвященные анализу влияния геометрических параметров отклоняющих компоновок на процесс искривления. Такой подход реализован с небольшими различиями у М.М. Александрова и В.Т.Лукьянова и других авторов. Вот его основные положения.

Сложный процесс искривления скважин протекает под воздействием ряда геологических, технических и технологических факторов.

В группу геологических факторов, обычно включают наклонное залегание пластов (угол и азимут падения), неоднородность (наличие твердых или мягких включений, чередование пластов разной твердости), анизотропию свойств, твердость, пластичность и устойчивость (на стенках скважины) слагающих их горных пород

В КНБК выделяют нижнюю «активную» часть длиной до 40 м, которая влияет на искривление скважин. Обозначенные факторы обуславливают возникновение на долоте при бурении сил, величина и направление которых, определяет характер искривления скважин. Для простоты понимания, авторы рассматривают только процесс зенитного искривления скважины (рис. 3.1).

К долоту приложена осевая нагрузка W, действующая по касательной к

оси скважины у забоя. За счет изгиба КНБК и сил собственного веса, на долоте возникает поперечная сила U. Тангенс угла наклона приложенной к долоту результирующей силы R относительно касательной к оси скважины у забоя составляет величину tg b = U / W. Принимаем, что скорость перемещения долота прямо пропорциональна величине действующей результирующей силы. Проекции перемещения долота на оси n (перпендикулярно к пласту) и t (параллельно пласту) составляют, соответственно, величины

где h – буровой индекс анизотропии, понятие о котором введено Г. Вудсом и А. Лубинским; g=(90-φ).

где m— угол мгновенного перемещения долота в плоскости зенитного искривления относительно касательной к оси долота у забоя; b— угол наклона приложенной к долоту результирующей силы (в зенитной плоскости, относительно касательной к оси скважины у забоя), tgb = U / W.

Формулу (3.3) можно представить в виде:

При бурении в анизотропной породе долото перемещается под углом m относительно касательной к оси скважины у забоя. В изотропной породе h=0 и m=b, то есть долото перемещается по направлению действия результирующей силы R. Величина угла b зависит параметров от КНБК, осевой нагрузки на долото, текущего зенитного угла и кривизны уже пробуренной части скважины в призабойной зоне, т.е. b = f(КНБК, W, a, S),

Рисунок 3.1 Схема к определению угла мгновенного перемещения долота

где fсимвол функции. Процесс искривления в любой момент времени характеризуется равенством m = 0. Тогда:

При использовании маятниковых и стабилизирующих КНБК главной причиной искривления являются геологические факторы; при использовании отклоняющих КНБК (неориентируемых при a > 5 – 7° и ориентируемых) главными причинами искривления выступают технические и технологические факторы. Анализируя представленный подход, следует отметить следующее:

1) Отсутствует чёткое определение, что такое нижняя «активная» часть компоновки.

3) Ни в одной из работ перечисленных авторов не учитывается влияние ассиметричного расположения КНБК в скважине. А это тем более актуально, что современные технологии проводки направленных скважин справедливо отдают предпочтение бурение такими компоновками.

4) Не определены процедура расчёта «боковой силы» возникающей на долоте в процессе бурения, а все заключительные оценки имеют качественный характер.

5) Не совсем ясно, каким образом при увеличении осевой нагрузки должен увеличиться зенитный угол и т.д.

несмотря на то, что факторы, обозначенные вышеуказанными работами, оказывают несомненное влияние на процесс, в них не предлагается математическая модель, позволяющая непосредственно рассчитывать темп искривления ствола скважины как функцию совокупности влияющих факторов. Особо следует отметить, что ни в одной из работ, посвященных анализу статики низа бурильной колонны (определению формы оси КНБК, отклоняющей силы), не учитывается влияние криволинейности ствола [кауф], что, несомненно, вносит существенную погрешность в результаты расчета.

В соответствии с [3], расчет интенсивности осуществляется следующим образом: из статического расчета определяется отклоняющая сила и деформация направляющего участка низа бурильной колонны, затем при заданных значениях коэффициента фрезерующей способности долота и индекса анизотропии пород по буримости рассчитывается темп искривления при бурении той или иной компоновкой низа. Численные значения выше указанных коэффициентов определяются по фактическому материалу, полученному в результате бурения наклонных скважин на конкретном месторождении. Предлагаемая модель искривления базируется на следующих положениях.

1) В формировании наклонного ствола существенную роль играет низ бурильной колонны. Бурильная колонна, расположенная в наклонном стволе, принимает такое устойчивое, положение равновесия, при котором на некотором расстоянии от долота имеется сечение, за которым забойный двигатель или трубы лежат на стенке скважины. В качестве низа бурильной колонны в дальнейшем будет рассматриваться участок ее от долота до вышеуказанного сечения с расположенными на нем отклоняющими или центрирующими приспособлениями.

2) На искривление стволов наклонных скважин влияет совокупность технических, технологических и геологических факторов.

К техническим факторам относятся параметры компоновки низа бурильной колонны;

— типоразмеры турбобура и утяжеленных (обычных) бурильных труб, входящих в компоновку низа;

— тип и геометрические параметры отклоняющих или стаби­лизирующих приспособлений.

Технологическими факторами являются параметры режима бурения, плотность промывочной жидкости.

Технические и технологические факторы поддаются активному воздействию в отличие от геологических факторов, влияние которых может лишь учитываться при расчетах. К геологическим факторам относятся элементы залегания проходимых пластов, анизотропия их по буримости и перемежаемость пород различной твёрдости.

Кроме вышеуказанных факторов, на процесс последующего искривления существенное влияние оказывает кривизна ствола на участке расположения компоновки низа бурильной колонны.

3) Зависимость интенсивности искривления от основных технических, технологических и геологических факторов описывается следующим уравнением

(3.5)

Как видно из выражения (3.5), интенсивность изменения зенитного угла a по длине ствола S зависит от:

f– коэффициента боковой фрезерующей способности долота;

— отклоняющей силы, действующей перпендикулярно оси долота в вертикальной плоскости;

– осевой нагрузки;

a— текущего зенитного угла;

Знаки «+» и «-» в уравнении (3.5) соответственно относятся к случаям, когда бурение ведется соответственно в направлении падения и восстания пласта. При a= 0 в уравнении (3.5) берется знак «-».

Угол несоосности b есть угол между хордами, стягивающими ось скважины и ось компоновки на направляющем участке. Он вычисляется по формуле (3.6)

Определенные по результатам проводки наклонных скважин на конкретном месторождении значения коэффициентов f и h учитывают влияние случайных факторов на процесс искривления:

4) Многочлен в правой части уравнения (3.5)

(3.7)

В= φ_з –φ_дс ;

φ_p = φ_дс +С;

;

; В= φ_з –φ_дс ;

.

8. 180° 270°(Схема 6)

; В= φ_з –φ_дс;

;

4.3 Методика расчёта проектных профилей наклонных скважин

На этапе проектирования наклонно- направленных скважин решается задача расчёта её проектного профиля. Словесная постановка задачи проектирования заключается в следующем.

Даны точка на поверхности земли (устье скважины) Следует рассчитать форму кривой, соединяющей эти две точки. Такая кривая называется проектным профилем скважины.

Набор зенитного угла рекомендуется производить в пластах, сложенных глинами средней твёрдости. В противном случае эта процедура может осложнится. Другими примерами технико-технологических ограничений могут служить:

-наличие инструмента для реализации той или иной интенсивности искривления скважины на интервалах набора зенитного угла, его стабилизации и сброса;

-предполагаемый способ эксплуатации скважины (например, на месторождениях Западной Сибири интенсивность искривления ствола скважины в интервалах работы погружного электроцентробежного насоса не должна превышать 1.5°/100м);

-недопустимость резких перегибов ствола скважины и т.д.

Дополнительные ограничения накладываются на профиль скважины при проектировании трассы бокового ствола. Этот метод восстановления работоспособности скважин широко применяется сейчас на многих месторождениях России. Здесь следует учесть наличие качественного цементного камня за эксплуатационной колонной в интервале вырезки окна в последней, толщину стенки эксплуатационной колоны в месте прорезания окна, экономические факторы и др. Решению этой, не до конца формализованной задачи, посвящено достаточное количество работ [1,2,3], результаты которых отражены в различных инструкциях регламентах, в основном регионального характера [1,2]. Все эти работы обладают существенным недостатком-расчёт проектного профиля возможен только для фиксированного набора исходных данных. Это создаёт ряд неудобств при автоматизированном проектировании (САПР), а иногда делает невозможным их применение, например, при проектировании профилей боковых стволов эксплуатационных скважин.

Ниже приводится методика расчёта профилей, лишенная перечисленных недостатков.

Далее по тексту и на рисунках приняты следующие условные обозначения.

В зависимости от комплекса технико-технологических и геологических факторов проектировщику могут быть представлены три варианта исходных данных.

Расчёт проектного профиля с интервалом стабилизации зенитного угла

I – заданы глубина по вертикали наклонной части ствола скважины Н-Н_в, и проектное смещение А; II – заданы Н-Н_в,, А и R; III – заданы R, Аиα.

В соответствии с рисунком 4.3 .

Как следует из рисунка 4.3 , Δα=0.1÷1,

тогда ; (рад/м),

или (град./м). Теперь нетрудно вычислить S_н иS_ст

_{; .}

Общая длина скважины по стволу

.

Во втором случае (второй вариант) следует определить зенитный угол в конце интервала набора зенитного угла α

.

В третьем случае неизвестной величиной является глубина зарезки наклонного ствола. Она вычисляется из выражения

.

Во всех трёх случаях расчёт проектного профиля считается законченным, если в результате определены глубина скважины по стволу вертикальная и горизонтальная проекции профиля.

Источник

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Направленное бурение скважин

Вообще искривление скважин сопровождается осложнениями, к числу которых относятся более интенсивный износ бурильных труб, повышенный расход мощности, затруднения при производстве спуско-подъемных операций, обрушение стенок скважины и др. Однако в ряде случаев искривление скважин позволяет значительно снизить затраты средств и времени при разработке месторождений нефти и газа. Таким образом, если искривление скважины нежелательно, то его стремятся предупредить, а если оно необходимо, то его развивают. Этот процесс называется направленным бурением, которое может быть определено как бурение скважин с использованием закономерностей естественного искривления и с помощью технологических приемов и технических средств для вывода скважины в заданную точку. При этом искривление скважин обязательно подвергается контролю и управлению.

В процессе бурения направленной скважины необходимо знать положение каждой ее точки в пространстве. Для этого определяются координаты ее устья и параметры трассы, к которым относятся зенитный угол Q, азимут скважины a (рис. 7.1) и ее длина L.

Вертикальная плоскость, проходящая через ось скважины, или касательную к ней, называется апсидальной.

Темп отклонения скважины от ее начального направления характеризуется интенсивностью искривления i, которая может быть определена как для зенитного iQ, так и азимутального ia искривления

Если скважина искривляется с постоянной интенсивностью и только в апсидальной плоскости, то ее ось представляет собой дугу окружности радиусом R, величина которого может быть определена по формуле

Следует отметить, что интенсивность азимутального искривления существенно зависит от зенитного угла скважины и при малых зенитных углах может достигать весьма значительных величин, а это не дает полного представления о положении скважины. Для оценки общего искривления служит угол пространственного искривления j, показанный на рис. 7.2. В случае, если бы скважина, имеющая в точке А зенитный угол Qн и азимут aн, не искривлялась, то забой ее оказался бы в точке В, но за счет искривления фактически забой оказался в точке С, зенитный угол стал равным Qк, а азимут aк. Угол ВАС и является углом пространственного искривления. Величина его аналитически определяется по формуле

С достаточной степенью точности этот угол может быть определен по формуле М.М. Александрова

Интенсивность пространственного искривления ij определяется по формуле

Величина ij не может быть больше интенсивности искривления для тех или иных средств направленного бурения, определяемых их технической характеристикой.

Отклонение скважин от проектного положения может происходить вследствие неправильного заложения оси скважины при забуривании или искривления в процессе бурения. В первом случае имеют место причины субъективного характера, которые могут быть легко устранены. Для этого необходимо обеспечить соосность фонаря вышки, проходного отверстия ротора и оси скважины; горизонтальность стола ротора, прямолинейности ведущей трубы, бурильных труб и УБТ согласно техническим условиям.

Во втором случае действуют объективные причины, связанные с неравномерным разрушением породы на забое скважины. Каждая из этих причин проявляется в виде сил и опрокидывающих моментов, действующих на породоразрушающий инструмент. Все эти силы и моменты могут быть приведены к одной равнодействующей и главному моменту. При этом возможны четыре случая.

1. Все силы приводятся к равнодействующей, совпадающей с осью скважины, момент отсутствует (рис. 7.3, а). В этом случае обеспечивается бурение прямолинейной скважины. Таким образом, если искривление нежелательно, то необходимо создать вышеприведенные условия, что, однако, трудно достижимо.

2. Все силы приводятся к равнодействующей, направленной под углом к оси скважины, момент отсутствует (рис. 7.3, б). Под действием боковой составляющей равнодействующей силы происходит фрезерование стенки скважины, а следовательно, искривление. Интенсивность искривления зависит от физико-механических свойств пород, боковой фрезерующей способности долота, механической скорости бурения и других факторов. Следует отметить, что при искривлении только за счет фрезерования стенки скважины имеют место резкие перегибы ствола, что приводит к посадкам инструмента при спуске и требует дополнительной проработки скважины.

3. Все силы приводятся к равнодействующей, совпадающей с осью породоразрушающего инструмента и к опрокидывающему моменту относительно его центра (рис. 7.3, в). Вследствие этого между осью скважины и осью инструмента образуется некоторый угол d, в результате чего и происходит искривление. Интенсивность искривления в этом случае практически не зависит от физико- механических свойств горных пород и фрезерующей способности долота, ось скважины представляет собой плавную линию близкую к дуге окружности, что облегчает все последующие работы.

4. Все силы приводятся к равнодействующей, не совпадающей с осью скважины, и к опрокидывающему моменту (рис. 7.3, г). В этом случае искривление скважины происходит за счет совместного действия фрезерования стенки скважины и наклонного положения инструмента относительно оси скважины.

7.1. ОБЩИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН

Анализ искривления скважин показывает, что оно подчиняется определенным закономерностям, но для разных месторождений они различны и могут существенно отличаться. Однако можно сформулировать следующие общие закономерности искривления.

1. В большинстве случаев скважины стремятся занять направление, перпендикулярное слоистости горных пород. По мере приближения к этому направлению интенсивность искривления снижается (рис. 7.4).

2. Уменьшение зазора между стенками скважины и инструментом приводит к уменьшению искривления.

3. Места установки центрирующих элементов и их диаметр весьма существенно влияют на направление и интенсивность зенитного искривления.

4. Увеличение жесткости инструмента уменьшает искривление скважины, поэтому скважины большего диаметра искривляются менее интенсивно, чем скважины малого диаметра.

6. Направление и интенсивность азимутального искривления зависят от геологических факторов.

7. Абсолютная величина интенсивности азимутального искривления зависит от зенитного угла скважины. С его увеличением интенсивность азимутального искривления снижается.

7.2. ИЗМЕРЕНИЕ ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН

В процессе бурения необходим постоянный контроль за положением оси скважины в пространстве. Только в этом случае можно построить геологический разрез и определить истинные глубины залегания продуктивных пластов, определить положение забоя скважины и обеспечить попадание его в заданную проектом точку. Для этого необходимо знать зенитные и азимутальные углы скважины и глубины их измерений. Такие замеры производятся с помощью специальных приборов, называемых инклинометрами.

По способу измерения и передачи информации на поверхность инклинометры подразделяются на забойные, производящие измерения и передачу информации в процессе бурения, автономные приборы, опускаемые внутрь колонны бурильных труб и выдающие информацию только после подъема инструмента, и инклинометры, опускаемые в скважину на кабеле или тросе.

В первом случае информация от забойных датчиков по каналу связи передается на поверхность, где и расшифровывается. В настоящее время используются как проводные, так и беспроводные каналы связи. Проводной канал связи широко используется с электробурами, так как в этом случае возможна передача сигнала с забоя по силовому кабелю. На этом принципе работает телесистема СТЭ. Существуют системы с встроенными в каждую бурильную трубу кабелями, соединяемые разъемами, линии с индукционной связью и линии из цельного сбросового кабеля. Такие линии связи обеспечивают высокую передающую способность, но они достаточно дороги, осложняют спуско-подъемные операции, имеют низкую стойкость из-за износа кабеля, создают помехи при ликвидации обрывов бурильных труб.

К беспроводным каналам связи относятся гидравлический, электрический, акустический и некоторые другие. В гидравлическом канале информация передается по промывочной жидкости в виде импульсов давления, частота, фаза или амплитуда которых соответствует величине передаваемого параметра. Беспроводный электрический канал связи основан на передаче электрического сигнала по породе и колонне бурильных труб. Однако в этом случае с увеличением глубины скважины происходит значительное затухание и искажение сигнала. На этом принципе работает система ЗИС-4 и ее модификации.

Другие каналы связи пока не находят широкого применения.

Забойные инклинометрические системы позволяют постоянно контролировать положение скважины в пространстве, что является их бесспорным преимуществом. Кроме замеров зенитного угла и азимута с помощью таких систем одновременно измеряются непосредственно на забое скважины и другие параметры процесса бурения, а также характеристики проходимых пород. Однако применение телеметрических систем существенно увеличивает себестоимость работ.

Автономные инклинометры опускаются (бросаются) внутрь колонны бурильных труб и производят измерение зенитного угла и азимута в процессе бурения, но информация на поверхность не передается, а хранится в памяти прибора и считывается из нее после подъема колонны бурильных труб. Разрешающим сигналом для замера является, как правило, остановка процесса бурения, а при бурении инклинометр отключается. За один спуск инструмента может быть произведено до 50 замеров в зависимости от типа инклинометра.

Наибольшее распространение в настоящее время у нас в стране получили инклинометры, опускаемые в скважину на кабеле. При их применении на замеры параметров искривления требуется дополнительное время, но такие инклинометры просты по конструкции и имеют низкую стоимость. По способу измерения азимута их можно подразделить на приборы для измерения в немагнитной среде, в которых азимут измеряется с помощью магнитной стрелки, и приборы для измерения в магнитной среде.

Проектирование профилей наклонно направленных скважин заключается, во-первых, в выборе типа профиля, во-вторых, в определении интенсивности искривления на отдельных участках ствола, и, в-третьих, в расчете профиля, включающем расчет длин, глубин по вертикали и отходов по горизонтали для каждого интервала ствола и скважины в целом.

7.3. ТИПЫ ПРОФИЛЕЙ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИХ ВЫБОРУ

Профиль наклонно направленной скважины выбирается так, чтобы при минимальных затратах средств и времени на ее проходку было обеспечено попадание скважины в заданную точку продуктивного пласта при допустимом отклонении.

Простейшим с точки зрения геометрии является двухинтервальный профиль (рис. 7.5, а), содержащий вертикальный участок и участок набора зенитного угла. Такой тип профиля обеспечивает максимальный отход скважины при прочих равных условиях, но требует постоянного применения специальных компоновок на втором интервале, что приводит к существенному увеличению затрат средств и времени на бурение. Поэтому такой тип профиля в настоящее время применяется сравнительно редко и только тогда, когда имеет место значительное естественное искривление скважин в сторону увеличения зенитного угла.

Четырехинтервальный тип профиля (рис. 7.5, г) включает вертикальный участок, участок набора зенитного угла, участок стабилизации и участок уменьшения зенитного угла. Это самый распространенный тип профиля в Западной Сибири. Его применение рекомендуется при значительных отклонениях скважин от вертикали в случае, если по геолого-техническим условиям затруднено безаварийное бурение компоновками с полноразмерными центраторами в нижних интервалах ствола скважины.

Редко применяемая на практике разновидность четырехинтервального профиля включает в себя четвертый интервал с малоинтенсивным увеличением зенитного угла (рис. 7.5, д), что обеспечивается применением специальных КНБК. Такая разновидность профиля дает достаточно большой отход скважины и вскрытие продуктивного пласта с зенитным углом скважины при входе в него равным 40-60О. Это позволяет увеличить приток нефти в скважину, однако реализация такого профиля технически затруднена.

При большой глубине скважины в четырехинтервальном типе профиля первой разновидности в конце четвертого интервала зенитный угол может уменьшиться до 0О, что при дальнейшем углублении скважины ведет к появлению пятого вертикального интервала (рис. 7.5, е).

Для обеспечения попадания ствола в заданную точку вскрытия продуктивного горизонта в реальной практике бурения, профиль скважины может содержать еще несколько дополнительных интервалов, например, набора зенитного угла, его стабилизации и т. д. Поэтому могут быть шести, семи, и более интервальные профили скважин.

В последнее время все большее распространение получает бурение скважин с горизонтальным участком ствола, что позволяет существенно повысить дебит скважин и нефтеотдачу пластов. В практике буровых работ США такие скважины по типу профиля делятся на четыре категории в зависимости от величины радиуса кривизны при переходе от вертикального участка к горизонтальному (большой, средний, малый и сверхмалый радиусы).

Скважины с большим радиусом кривизны имеют интенсивность искривления от 0,6 до 2 град/10 м. С указанными интенсивностями искривления бурится подавляющее большинство наклонно направленных скважин в Западной Сибири. Длина горизонтальной части ствола в этом случае может быть весьма значительной и определяется, главным образом, только сопротивлением продольному перемещению бурильной колонны. Такой тип профиля скважин наиболее подходит для морских месторождений, когда требуется обеспечить добычу из пласта, находящегося на большом расстоянии от платформы.

Интенсивность искривления при бурении со средним радиусом кривизны составляет от 2 до 6 град/10 м. Западными фирмами по такому типу профиля бурится подавляющее большинство скважин с горизонтальным участком ствола. Это обусловлено следующим:

— многие зоны осложнений могут быть разбурены вертикальным стволом и обсажены;

— длина интервалов применения отклонителей существенно меньше, чем для скважин с большим радиусом кривизны;

— точка забуривания искривленного ствола располагается ближе к точке вскрытия продуктивного горизонта, что повышает точность попадания в заданный круг допуска.

Однако проходка таких скважин требует специального инструмента, вписывающегося в принятый радиус кривизны.

Стандартный тип профиля со средним радиусом кривизны (рис. 7.5, ж) содержит наклонный прямолинейный участок 3, длина которого может меняться для обеспечения попадания ствола в заданную точку. Однако если накоплен значительный опыт бурения таких скважин, то этот участок может быть исключен (рис. 7.5, з). Интервалы 5 (рис. 7.5, ж) и 3 (рис. 7.5, з) имеют интенсивность искривления порядка 1 град/10 м и возникают самопроизвольно вследствие невозможности резкого перехода от криволинейного интервала к прямолинейному даже при применении стабилизирующих компоновок. Длина этих интервалов около 30 м.

Скважины с горизонтальным участком ствола, сооружаемые в Западной Сибири, имеют комбинированный профиль. До кровли продуктивного пласта скважина буриться с интенсивностью искривления до 2 град/10 м (большой радиус кривизны по американской классификации). Зенитный угол скважины доводится при этом до 60-65О. В продуктивном пласте интенсивность искривления ствола составляет 8-10 град/10 м, и зенитный угол доводится до 90О, а далее продолжается бурение горизонтального интервала длиной до 1000 м. Имеется опыт бурения таких скважин при радиусах кривизны 250-460 м.

7.4. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ

Для искусственного искривления скважин в требуемом направлении используются различные технические средства, называемые отклонителями. При роторном бурении технические средства и технология искусственного искривления более сложны, поэтому чаще используются отклонители с забойными двигателями. Далее рассматриваются только такие отклонители. С их помощью на породоразрушающем инструменте создается отклоняющая сила, или между осью скважины и осью породоразрушающего инструмента возникает некоторый угол перекоса. Зачастую эти отклоняющие факторы действуют совместно, но какой-либо из них имеет превалирующее значение. При этом доказано, что для любой отклоняющей компоновки при отсутствии прогиба турбобура и разработки ствола скважины при любых соотношениях диаметров долота и турбобура, искривление ствола вследствие фрезерования стенки скважины в 4,84 раза больше, чем в результате асимметричного разрушения забоя. Если происходит прогиб забойного двигателя, то доля искривления ствола за счет асимметричного разрушения породы на забое будет еще меньше.

К наиболее распространенным отклонителям относится кривой переводник, показанный на рис. 7.6. Он представляет собой обычный переводник, присоединительные резьбы которого выполнены под углом друг к другу. Этот угол составляет от 1 до 4О.

Кривой переводник включается в компоновку между забойным двигателем и УБТ. В результате большой жесткости УБТ в забойном двигателе возникает изгиб, и на породоразрушающем инструменте возникает отклоняющая сила. Величина ее существенно зависит от длины и жесткости забойного двигателя, поэтому кривые переводники используются с односекционными или укороченными турбобурами и винтовыми забойными двигателями.

Интенсивность искривления скважины при применении кривых переводников зависит от угла перекоса резьб, геометрических, жесткостных и весовых характеристик компоновки, режима бурения, фрезерующей способности долота, физико-механических свойств горных пород, зенитного угла скважины. Поэтому она колеблется в широких пределах от 1 д 6 град/10 м.

Максимальный зенитный угол, который может быть достигнут при применении кривого переводника с односекционным турбобуром, составляет 40-45О. При необходимости достижения больших зенитных углов следует использовать укороченные или короткие забойные двигатели.

К бесспорным преимуществам кривого переводника относится его простота, однако при его использовании ухудшаются условия работы забойного двигателя за счет упругой деформации, интенсивность искривления из-за указанных выше факторов колеблется в широких пределах, породоразрушающий инструмент из-за наличия отклоняющей силы работает в более тяжелых условиях.

Турбинные отклонители серии ТО (рис. 7.8.) состоят из турбинной 1 и шпиндельной 2 секций. Корпуса секций соединяются между собой кривым переводником 3, позволяющим передавать осевую нагрузку. Крутящий момент от вала турбинной секции к валу шпинделя, располагающихся под углом друг к другу, передается кулачковым шарниром 4. Максимальный угол перекоса осей присоединительных резьб кривого переводника Ω может быть определен по формуле:

Величина l1 может быть определена из выражения

Предельное значение величины l2, при которой не происходит прогиба турбобура, определяется по формуле

Угол перекоса резьб переводника серийно выпускаемых турбинных отклонителей составляет 1,5О, а диаметр корпуса 172, 195 и 240 мм. Интенсивность искривления ствола при их применении доходит до 3 град/10 м.

Преимуществами турбинных отклонителей являются приближение кривого переводника к забою скважины, в результате чего искривление ствола имеет более стабильный характер, мало зависящее от физико-механических свойств пород и технологии бурения. Использование нескольких турбинных секций (отклонители серии ОТС) позволяет увеличивать мощность и крутящий момент на долоте и применять такие отклонители в скважинах малого диаметра, т. е. там, где обычные кривые переводники не дают желаемых результатов.

Существенным недостатком турбинных отклонителей является малый моторесурс кулачкового шарнира, соединяющего валы шпиндельной и турбинной секций.

Этого недостатка в некоторой степени лишены шпиндель-отклонители (рис. 7.9.), у которых кривой переводник 1 включен в разъемный корпус 2 шпинделя, а вал изготавливается составным, соединенным кулачковыми полумуфтами 3. Такая конструкция отклонителя позволяет разгрузить полумуфты от гидравлических нагрузок и увеличить долговечность узлов по сравнению с турбинными отклонителями. Шпинтель-отклонители можно эксплуатировать вместо обычного шпинделя с любым секционным турбобуром.

Наиболее простым в изготовлении является отклонитель с эксцентричной накладкой, показанный на рис. 7.10. В этом случае на шпинделе или корпусе забойного двигателя приваривается накладка. В результате на породоразрушающем инструменте возникает отклоняющая сила и происходит искривление скважины. Радиус R искривления ствола может быть рассчитан по формуле

Разновидностью отклонителя с накладкой, позволяющей в какой-то мере избавиться от этого недостатка, является упругий отклонитель. Он представляет собой накладку на шпинделе турбобура, опирающуюся на резиновую рессору. В случае «зависания» или заклинивания инструмента происходит прогиб рессоры, что способствует свободному проходу отклонителя по скважине. Изменяя толщину рессоры, можно регулировать интенсивность искривления скважины.

Для повышения интенсивности и стабильности искривления в ряде случаев в компоновку низа бурильной колонны включается два отклонителя, например, шпиндель-отклонитель с винтовым забойным двигателем и обычный кривой переводник. При этом, естественно, направления действия отклонителей должны совпадать.

При применении всех описанных выше отклонителей после искривления скважины на требуемую величину производится замена компоновки независимо от степени износа породоразрушающего инструмента. Для сокращения затрат времени возможно бурение компоновкой с отклонителем с одновременным вращением колонны бурильных труб ротором. Наиболее пригодным для этих целей является отклонитель с эксцентричной накладкой, т.к. при использовании других отклонителей происходит быстрый износ забойных двигателей. При этом следует отметить увеличение диаметра скважины до 10 % от номинального.

Для регулирования интенсивности искривления в процессе бурения без подъема инструмента предложено несколько конструкций отклонителей. Однако в настоящее время серийно выпускается только отклонитель телепилот, разработанный Французским институтом нефти.

7.5. БУРЕНИЕ СКВАЖИН С КУСТОВЫХ ПЛОЩАДОК

Кустовым бурением называют такой способ, при котором устья скважин находятся на общей площадке сравнительно небольших размеров, а забои в соответствии с геологической сеткой разработки месторождения. Впервые этот способ был применен в 1934 г. на Каспии, затем стал использоваться в Пермском нефтяном районе. Особенно бурное развитие он получил в Западной Сибири, где в настоящее время более 90 % объема бурения выполняется с кустовых площадок.

Бурение скважин кустовым способом имеет целый ряд существенных преимуществ. Прежде всего, это экономически выгодно, так как при этом значительно сокращаются затраты средств и времени на обустройство площадок под скважины, подъездных путей к ним и других коммуникаций, существенно уменьшаются затраты времени на вышкостроение, промысловое обустройство скважин, их эксплуатационное обслуживание и ремонт.

Кроме того, кустовое бурение выгодно и с экологической точки зрения, так как позволяет значительно уменьшить площадь земель, занимаемых под буровыми, а также снизить затраты на природоохранные мероприятия.

Однако широкое развитие кустового способа бурения потребовало разработки новых технологий направленного бурения, новых технических средств и оборудования.

7.8.1. ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И БУРЕНИЯ СКВАЖИН С КУСТОВЫХ ПЛОЩАДОК

Рис. 7.11. Оптимальное направление движения станка

При бурении скважин с кустовых площадок в связи с тем, что устья скважин располагаются близко друг к другу, возможны тяжелые аварии, связанные с пересечением стволов двух скважин. Для предотвращения этого явления при проектировании необходимо учитывать ряд дополнительных факторов. Основной принцип проектирования состоит в том, что в процессе бурения стволы скважин должны отдаляться друг от друга. Это достигается, во-первых, оптимальным направлением движения станка (НДС) на кустовой площадке, во-вторых, соответствующей очередностью разбуривания скважин и, в-третьих, безопасной глубиной зарезки наклонного ствола.

Наиболее оптимальным вариантом бурения с кустовой площадки является такой, при котором направления на проектные забои скважин близки к перпендикулярным по отношению к НДС, а совпадение НДС и направлений на проектные забои нежелательно и должно быть минимальным (рис. 7.11.).

После определения НДС производится проектирование очередности бурения скважин. Она зависит от величины угла, измеряемого от НДС до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки. В первую очередь бурятся скважины, для которых этот угол составляет 120-240О (I сектор), причем сначала скважины с большими зенитными углами (рис. 7.12.).

Рис. 7.12. Очередность разбуривания

скважин с кустовых площадок

Расстояние по вертикали между точками забуривания наклонного ствола для двух соседних скважин, согласно действующей инструкции [4], должно быть не менее 30 м, если разность в проектных азимутах стволов составляет менее 10О; не менее 20 м, если разность азимутов 10-20О; и не менее 10 м во всех остальных случаях.

Непосредственно в процессе бурения для предотвращения пересечения стволов необходимо обеспечить вертикальность верхней части ствола. Даже небольшое искривление в 1-2О на этом участке, особенно в направлении движения станка, может привести к пересечению стволов. Для предотвращения искривления необходимо проверить центровку буровой вышки, горизонтальность стола ротора, прямолинейность всех элементов КНБК, соосность резьб.

В процессе бурения на план куста необходимо наносить горизонтальные проекции всех скважин. Однако истинное положение ствола может отличаться от расчетного. Это объясняется погрешностями при измерениях параметров искривления и ошибками графических построений. Поэтому зона вокруг ствола скважины с некоторым радиусом r, равным среднеквадратической ошибке в определении положения забоя, считается опасной с точки зрения пересечения стволов. Величина этого радиуса с достаточной степенью точности может быть принята равной 1,5 % текущей глубины скважины за вычетом вертикального участка, но не менее 1,5 м. Если в процессе бурения соприкасаются опасные зоны двух скважин, то необходимо замеры параметров искривления производить через 25 м проходки двумя инклинометрами и применять лопастные долота, что снижает вероятность повреждения обсадной колонны в ранее пробуренной скважине. Чаще же, как показывает практика, пересечение стволов возникает из-за неточностей в ориентировании и несвоевременных замерах параметров искривления.

Источник