Коэф­фициент момента

Диаметр УБТ, мм

Расстояние между опорами (м) при частоте вращения УБТ, об/мин

Диаметр УБТ, мм

Масса 1 м УБТ, кг

Отклоняющие устройства

Отклоняющие компоновки выбирают в зависимости от геологи­ческого разреза, ожидаемого состояния ствола скважины и требуемой интенсивности его искривления.

Отклоняющие компоновки с кривым переводником и турбинным отклонителем рекомендуется использовать при бурении скважин в устойчивых геологических разрезах, в которых не ожидается значи­тельного увеличения диаметра ствола. При этом следует учитывать особенности таких компоновок. Отклоняющие компоновки с кривым переводником отличаются простотой сборки и эксплуатации, а компо­новки с турбинными отклонителями благодаря меньшей длине нижне­го от отклонителя участка и возможности применения в секционном исполнении позволяют повысить интенсивность искривления ствола и показатели работы долот.

Компоновки с турбинным отклонителем и кривым переводником над ним, а также компоновки с отклонителем Р - 1 следует применять в тех случаях, когда ожидается значительное расширение ствола.

Компоновки с накладкой на корпусе забойного двигателя и кри­вым переводником над ним, а также компоновки с эксцентричным

ииппелем применяют в тех случаях, когда требуется малая интенсив­ность искривления ствола (не более 1° на 10 м проходки).

В наклонно направленных скважинах с зенитным углом более 5°, искривленным в проектном азимуте, дальнейшее малоинтенсивное его увеличение проводят безориентируемыми компоновками с центраторами.

Таким образом, в обобщенном виде при бурении добывающих скважин на нефтяных и газовых месторождениях России используются следующие типы отклоните л ей в составе:

1) долото диаметром 295,3 мм, одна секция турбобура ТСШ - 240 (А9ГТШ, Т12РТ - 240), искривленный переводник, утяжеленная бу­рильная труба (УБТ) диаметром 178 или 203 мм; 2) долото диаметром 215,9 мм, винтовой забойный двигатель ДЗ - 172 или Д5 - 172, ис­кривленный переводник, УБТ диаметром 178 мм; 3) долото диаметром 295,3 мм, турбинный отклонитель Т02 - 240; 4) долото диаметром 215,9 мм, турбинный отклонитель Т02 - 195; 5) долото диаметром 215,9 мм, шпиндель - отклонитель Ш01 - 195, одна или две турбинные секции турбобура диаметром 195 мм; 6) долото диаметром 215,9 мм, шпиндель винтового забойного двигателя (ДЗ - 172, Д5 - 172), ис­кривленный переводник, рабочая пара двигателя; 7) долото диаметром 215,9 мм, шпиндель винтового забойного двигателя (Д2 - 195), ис­кривленный переводник, рабочая пара двигателя; 8) долото диаметром 190,5 мм, турбинный отклонитель ТО - 172; 9) долото диаметром 215,9 мм, шарнирный забойный двигатель-отклонитель ОШ - 172, шарнир сферического типа.

Отклонители могут включать Наддолотный калибратор. Длина УБТ, размещенной над искривленным переводником, составляет от 6 до 12 м. Над отклонителем расположены бурильные трубы из диамаг­нитного сплава Д16Т диаметрами 129 и 147 мм, или телеметрическая система. В некоторых случаях отклонитель снабжается дополнитель­ной опорой в виде искривленного переводника или центратора.

Турбобуры-отклонители типа ТО (ТО - 172, ТО - 195, Т0-240) предназначены для бурения интервалов изменения направления на­клонных скважин по зенитному углу и азимуту, а также для забурива- ния новых стволов скважин и аварийных ситуациях или по технологи­ческим требованиям строительства скважин. Они выпускаются с на­ружными диаметрами 172; 195 и 240 мм и состоят из турбинной и шпиндельной (отклонительной) секций (рис 9.31). Корпуса секций соединяются с помощью искривленного переводника с углом искрив­ления 1°30', а валы - шарнирной муфтой, позволяющей передавать момент силы валов с пересекающимися осями вращения. В турбобурах-отклонителях типа ТО используется турбинная секция от секцион­ных турбобуров типа ТС, в верхнем переводнике которой помещен узел ориентации, а в секции отклонителя смонтированы проточная осевая и радиальная опоры от турбобура Т12МЗ.

Основные конструктивные параметры турбобуров-отклонителей типа ТО и их энергетические характеристики при различных расходах бурового раствора плотностью 1000 кг/м³ приведены в табл. 9.12. Турбобуры-отклонители с независимой подвеской валов турбинной сек­ции типа Т02 (Т02 - 172, ТО - 195, ТО - 240 и ТР2Ш - 195 ТО) пред­назначены для бурения интервалов изменения направления наклонных скважин по зенитному углу и азимуту, а также для забуривания новых стволов скважин в аварийных ситуациях или по технологическим тре­бованиям строительства скважин. Они выпускаются с наружными диаметрами 172; 195 и 240 мм и состоят из турбинной и шпиндельной (отклонительной) секций (рис. 9.32). Во всех турбобурах-отклонителях типа Т02 смонтирована специальная турбинная секция, имеющая су­щественные отличия от турбинных секций турбобуров типов ТСШ1 и АШ. Турбобуры-отклонители Т02 - 195 и Т02 - 240 изготавливаются Кунгурским машиностроительным заводом и унифицированы с турбо­бурами А7Ш2 и А9Ш2. Основное отличие состоит в том, что валы турбинной и шпиндельной секций соединяются между собой с помо­щью одинарного шарнирного соединения, состоящего из двух полу­муфт, а корпусы - с помощью искривленного переводника с углом искривления 1°30' (по заказу потребителя шпиндельная секция может комплектоваться переводниками с углом перекоса осей 1°; 1°15' и 2°). В турбинной секции турбобура-отклонителя ТР2Ш-195 ТО каждая ступень турбины включает фрикционный шариковый редуктор, целью которого является снижение частоты вращения вала турбобура. Ос­новные габаритные размеры и энергетические параметры турбинных отклонителей типа ТО и шпинделя-отклонителя ШО (рис. 9.33) пред­ставлены в табл. 9.12.

Таблица 9.12

Основные размеры и энергетические параметры турбин турбинных отклонителей

По длине направляющей секции, т.е. части отклонителя от долота до искривлен­ного переводника, все отклонители можно разделить на две группы. К отклонителям с упругой направляющей секцией относятся все отклонители, у которых искривленный переводник расположен над забойным дви­гателем или секцией турбобура. У отклони- телей с жесткой направляющей секцией искривленный переводник установлен не­посредственно над шпинделем. Наиболь­ший объем бурения с использованием отклонителей первой группы производится долотами диаметрами 295,3 и 393,7 мм. На нефтяных и газовых месторождениях За­падной Сибири при бурении под кондуктор или промежуточную колонну применяются отклонители, включающие долото диамет­ром 295,3 мм, одну секцию турбобура ЗТСШ - 240 (Т12МЗБ - 240), искривлен­ный переводник, УБТ диаметром 178 мм и длиной 12 м. Отклонители аналогичной конструкции используются во многих дру­гих нефтегазодобывающих районах России.

Шпиндель-отклонитель Ш01 - 195 эксплуатируется с секцион­ным турбобуром, имеющим на рабочем режиме частоту вращения вала не более 500 мин"¹, вместо обычного шпинделя. Он представляет собой осевую опору турбобура, выполненную в виде отдельного узла, ис­кривленного под определенным углом относительно оси турбобура. Преимущество этих отклонителей - малое расстояние от долота до точки перекоса, что снижает деформацию этого участка и повышает отклоняющую способность отклонителей. Возможность применения этих отклонителей в секционном исполнении позволяет искусственно искривлять ствол при повышенных вращающем моменте и мощности на валу турбобура.

На основании опыта бурения наклонных скважин в районах За­падной Сибири установлена зависимость интенсивности роста зенит­ного угла от его величины:

где i - интенсивность увеличения зенитного угла скважины, градус / 10 м; Ө — зенитный угол скважины, градус; к, b - эмпирические коэф­фициенты.

Диапазон изменения коэффициента к составляет 1,00 - 1,56, ко­эффициент b = 0,0005. Из зависимости следует, что при углублении скважины интенсивность увеличения зенитного угла снижается. Так, мри использовании турбобура Т12МЗБ - 240 с установленным над ним искривленным переводником с углом перекоса 2,5° интенсивность увеличения зенитного угла от 1,2° на Юм проходки при начальном шачении зенитного угла 5° снижается до 0,4° на 10 м проходки при увеличении зенитного угла до 40°, т.е. в 3 раза.

Основные габаритные размеры и энергетические параметры вин- говых (объемных) забойных двигателей (ВЗД) и шарнирного отклони- Iеля ОШ - 172 приведены в табл. 9.13, а ВЗД для наклонного и гори­зонтального бурения представлены на рис. 9.34.

Таблица 9.13

Наддолотный переводник

Геометрические размеры отклоняющих компоновок рассчитыва­ют в зависимости от заданной интенсивности искривления скважины. Последняя не должна превышать возможной интенсивности искривле­ния ствола, которая может быть достигнута данной системой долото - забойный двигатель.

При бурении турбинным отклонителем геометрические размеры компоновки по данному радиусу искривления ствола R могут быть определены по формуле, которая не учитывает деформацию плеч от- клонителя:

где L₁— длина нижнего плеча отклонителя (от торца долота до места искривления переводника отклонителя), м; L₂ - длина верхнего плеча отклонителя (от места искривления переводника отклонителя до верх­него торца переводника с ножами), м; δ - угол перекоса валов турбин­ного отклонителя, градус; β - угол наклона нижнего плеча отклоните­ля к оси скважины, градус,

D,d- диаметр соответственно долота и отклонителя, м.

Радиус искривления R и интенсивность искривления ствола на 10 м проходки #ю связаны зависимостью

Тогда формула для определения геометрических параметров тур­бинного отклонителя через величины интенсивности искривления ствола на 10 м проходки примет вид

Определение геометрических размеров турбинного отклонителя по заданному значению радиуса искривления R или интенсивности искривления ствола на 10 м проходки i₁₀ может быть осуществлено по трем вариантам: по углу δ и длине L₁ рассчитывают необходимую длину L₂, углу δ и длине L₁ - необходимую длину L₂, по длинам L₁ и L₂ - необходимый угол δ.  На рис. 9.35 представлена номограмма для

определения параметров турбинного отклонителя. Шарнирные соеди­нения используются в нижней части бурильной колонны, как правило, при бурении горизонтальных скважин по малому радиусу искривления (табл. 9.15).

Рис. 935. Номограмма для определения параметров турбинного отклонителя:

Номер кривой на рисунке        1        2           3

А мм                                      295,3    215,9              90,5

d, мм                                     240       195        172

Различают шарниры верхние и корпусные. Верхние шарниры ус­танавливают на ГЗД, а корпусные - между его секциями, как правило, между шпинделем и рабочей парой. По степени свободы шарниры обеспечивают поворот частей КНБК вокруг оси шарнира на заданный угол только в одной плоскости, а пространственные шарниры - любое положение внутри конической поверхности вращения.

Корпусные шарниры используются в отклоняющих КНБК, а верхние шарниры ус­танавливаются непосредственно над ГЗД пре­имущественно в целях снижения сил сопро­тивления при перемещении КНБК по стволу скважины.

Угол перекоса корпусного шарнира рас­считывается аналогично углу перекоса ис­кривленного переводника.

При бурении направленных скважин с помощью электробуров применяют специаль­ный механизм искривления (рис. 9.36). В ме­ханизме искривления (отклонителей) валы двигателя и шпинделя сопрягаются под неко­торым углом, что достигается применением зубчатой муфты сцепления. Механизмы искривления (МИ) выполняются диаметрами, соответствующими размерному ряду элек­тробуров: МИ-164, МИ-170, МИ-185 с угла­ми смещения осей 1 и 1,5°; МИ-215 и МИ-240 с углами смещения осей 1; 1 5 и 2°.

Отклоняющие приспособления для роторного бурения используют­ся только в начальный момент для придания стволу требуемого направ­ления. Это клиновидные устройства, которые выполняются в съемном

(рис. 9.37, а) и несъемном исполнениях (рис. 9.37, б). Съемные откло- нители после забуривания нового ствола извлекаются на поверхность, а несъемные остаются в скважине. В настоящее время усиленно ведутся разработки по созданию отклонителей для роторного бурения в США, России и других странах. Есть уже некоторые успехи в этом деле. Так, в научно-производственной компании ТОБУС разработан роторный отклонитель, который предназначен для направленной зарезки и кор­ректировки зенитного угла и азимута скважины при роторном бурении (рис. 9.38).

Рис. 9.37. Отклоняющие приспособления для бурения наклонных скважин роторным способом:

а - работа с отклоняющим клином; 1 - установка клина; 2 - забуривание ствола; 3 - извлечение клина; 4 - расширение ствола; б - работа с шарнирным отклонителем; 1 - установка отклонителя; 2,3 - забуривание на­клонного ствола; 4 - расширение ствола

Каркасы с упругими опорными планками центратора и децентра- тора подвижно установлены при помощи радиальных осевых опор скольжения на валу центратора и корпусе децентратора соответствен­но. На нижнем кольце каркаса децентратора выполнен косой зуб, а на верхнем конце неподвижной переходной втулки децентратора - ответ­ный косой паз для их

направления бурения отклонитель припод­нимают над забоем скважины с медленным вращением инструмента вправо для сцеп­ления косого зуба каркаса децентратора с ответным пазом на переходной втулке. При помощи инклинометрической телесистемы опорные планки каркаса децентратора ори­ентируют в заданном направлении буре­ния. Опускают долото на забой, при этом каркас через осевую опору опирается на кольцевой выступ на верхнем конце корпуса децентратора, а косой зуб каркаса выходит из ответного паза переходной втулки. При бурении с вращением долота ротором буро­вой установки каркасы центратора и децен­тратора не вращаются, обеспечивая: пер­вый - удержание оси долота в центре по­перечного сечения скважины, второй - смещение верхнего конца удлинителя с шарнирной муфтой к стенке скважины, противоположной заданному направлению искривления, и удержание их в этом поло­жении в процессе бурения. Расчетная ин­тенсивность искривления ствола скважины обеспечивается геометрическими параметрами отклонителя.

Главным элементом роторного отклони­теля является центратор упругий ТОБУС (рис. 9.30), который предназначен для под­держания оси долота в центре поперечного сечения скважины при изменении ее диамет­ра, что повышает точность, проводи скважин в изменяющихся горно-геологических условиях.

Центратор ТОБУС состоит из ствола 1, на котором выполнены замковые резьбы на обоих концах. На проточке при помощи радиальной 3 и осевых 4 опор подвижно установлен каркас 2 с дугообразными упруги­ми опорными планками, который ограничивается в осевом перемещении переводником 5, навинченным на резьбу на конце ствола со стороны проточки. В свободном состоянии наружный диаметр упругого центра­тора по опорным планкам каркаса больше диаметра используемого доло­та. Благодаря жесткости на изгиб опорных планок каркаса, ось долота удерживается в центре ствола скважины при любых значениях зенитных углов и диаметре ствола, не превышающем указанный диаметр центра-

тора. При сужении ствола упругие планки каркаса деформируются, уд­линяя каркас в пределах гарантированного зазора между ним и осевыми опорами. При бурении упругий каркас центратора не вращается относи­тельно стенок скважины и прижимается силой трения к осевым опорам, которые подвержены износу при вращении вала центратора и являются сменными элементами последнего. Изменение фактического диаметра скважины приводит к увеличению интенсивности искривления. Упругие центраторы предупреждают возникновение поперечных и продольных колебаний компоновки низа бурильной колонны, тем самым, повышая ресурс ее элементов.

Расчет отклонителя (рис. 9.39) ведется следующим образом. Вы­бирается максимальная длина каждой секции по жесткостным свойствам:

где

k, d, El, q,D- масштаб длины (м), диаметр (м), жесткость (кН-м²) и попе­речная составляющая веса (кН/м) единицы длины секции с учетом плот­ности промывочной жидкости и диаметр долота (м) соответственно.

Рис. 9.39. Схема к расчету отклонителя

Затем проверяют вписываемость каждой секции отклонителя в искривленный по радиусу R ствол скважины:

Далее определяется угол перекоса искривленного переводника от­клонителя (градус)

Пример 9.6. Рассчитать требуемый угол перекоса искривленного пе­реводника отклонителя для следующих условий: диаметр долота D = 215,9 мм; забойный двигатель Д5 - 172 диаметром d = 172 мм; жест­кость EI = 4000 кНм²; q = 12 кН/м; L1= 2,5 м; Ь₂ = 3,7 м; радиус кривиз­ны ствола скважины R = 329 м при проектном профиле, имеющем верти­кальный участок и участок набора зенитного угла; отношение плотности промывочной жидкости к плотности стали равно 0,14.

Решение. По формуле (9.60) находим

По формуле (9.59) определяем

Секции забойного двигателя удовлетворяют требованиям к упру­гим свойствам отклонителя в соответствии с формулой (9.61)

Секции забойного двигателя вписываются без деформации в ствол скважины с радиусом кривизны 329 м. По формуле (9.62)

Для получения заданного радиуса кривизны ствола скважин необ­ходим искривленный переводник с углом искривления 1,04°.

Ориентирование отклоняющих систем в требуемом направлении. Аналитическое определение угла установки отклонителя зенитного угла и азимутального направления бурения довольно громоздко, проще они могут быть определены графическим путем (рис. 9.40). От некоторой точки О откладывают отрезок OA, равный в принятом масштабе чис­ленной величине зенитного угла в начале рейса долота в\. Из точки О, как из центра, проводят окружность с радиусом, равным в принятом масштабе численной величине угла в_г. Из точки А под углом Ла (изме­нение азимута ствола за рейс), на которой необходимо изменить азимут скважины, проводят прямую линию до пересечения с окружностью в точках В и С. Тогда угол NOC будет характеризовать угол установки

отклонителя а_уЪ обеспечивающий заданное изменение азимута скважи­ны Л а при одновременном увеличении зенитного угла до в₃, численно равного длине отрезка Л С.

Рис. 9.40. Графический метод определения измерения азимута скважин

Угол NOB будет характеризовать угол установки отклонителя, обес­печивающий такое же изменение азимута ствола Л а при одновременном снижении зенитного угла до 0₃, численно равный длине отрезка АВ.

Типовые схемы ориентирования отклонителей с помощью телемет­рической аппаратуры, например СТЭ и СТТ представлены на рис. 9.41. Из рисунка видно, что расчет угла установки отклонителя возможен в двух вариантах суммирования углов смещения нулевых отметок у отклоните­ля и глубинного измерительного устройства УГИ.

Рис. 9.41. Определение угла установки отклонителя:

I - при Σ > 360°; II- при Σ < 360°; 1 - метка "О" УГИ; 2 - заданное направление; 3 - метка отклонителя; 4 - апсидальная плоскость

При необходимости ориентирования отклонителя в вертикальной скважине угол установки определяется следующим образом. Рассчиты­вают сумму углов смещения нулевых отметок у и заданного проектного азимута скважины а_пр:

Затем после спуска системы на забой снимают показание по при­борам "азимут" и "отклонитель" и суммируют их:

Угол довинчивания определяют как разность суммарных углов:

Если разность углов окажется отрицательной, то

После того, как колонна бурильных труб будет довинчена на угол β, стрелки приборов «отклонитель» и «азимут» должны быть установ­лены на делениях, сумма которых равна Х_ъ и отличается от нее на 360°. Если из-за угла закручивания колонны суммы углов не совпадут, то необходимо расхаживанием и вращением колонны добиться этого равенства.

Пример 9.1. Исходные данные: а_пр = 250°, у = 30°.

Решение. Находим сумму углов Σ1 = а_пр + у = 250 + 30 = 280°. После спуска инструмента в скважину показания приборов «азимут» и «отклонитель»: а_аз = 165° - азимут; φ_от = 60° - отклонитель.

Разность суммарных углов Σ1 - Σ2 = 280 - 225 = 55°. Угол довин­

чивания колонны по часовой стрелке β = 55°. После довинчивания по­казания стрелок приборов «азимут» и «отклонитель» должны состав­лять 280° или 640°.

Оценка точности положения забоя в пространстве. Ошибка положения точки, обусловленная погрешностью измерения зенитного угла,

где l - длина интервала, для конечной точки которого подсчитывается указанная погрешность, м; θ - средний зенитный угол на интервале, градус.

Погрешность положения точки, обусловленная неточностью из­мерения азимута ствола,

где m_а - погрешность измерения азимута ствола (табл. 9.11)

Суммарная погрешность положения точки ствола, вызываемая измерениями, определяется выражением

где τ - угол, зависящий от погрешности измерения азимута, прини­маемый по табл. 9.16.

Суммарная погрешность положения забоя скважины, вызываемая погрешностью измерений, находится по формуле

Погрешность графического построения положения точки m_rp за­висит от масштаба построения плана и профиля скважины.

Масштаб                          1:200             1:400     1:500     1:1000

m_rp                             0,14     0,28      0,35     0,70

При определении положения за погрешность графического по­строения зависит также от числа интервалов построения n:

Общая погрешность измерения определяется по формуле

Для определения погрешности положения забоя весь ствол разбу­ривают на интервалы и для каждого из них по приведенным формулам находят погрешности, которые затем суммируют и вычисляют общую погрешность, обусловленную измерениями и графическими построениями.

Для ускорения определения среднеквадратичной погрешности определения планового положения забоя скважины рекомендуется пользоваться номограммами, приведенными на рис. 9.42 и 9.43 кото­рые отражают зависимости изменения численной величины погрешно­сти планового положения забоя от интервала замера и средних углов отклонения ствола скважины от вертикали.

По глубине скважины, на соответствующей номограмме исходя из значений угла в и интервала замера /, определяют М„ Если в верх­ней части скважины замеры производили, например, через 20 м, а в нижней - через 10 м, то погрешность находится интерполированием между кривыми, соответствующими I = 10 м и I = 20 м.

Пример 9.8. Исходные данные: L = 1800 м, θ = 13°; до 600 м снизу измерения проводили через 10 м, а в остальных 1200 м - через 20 м.

Решение. По номограмме (рис. 9.42) находим θ = 13°, проектиру­ем его на кривые / = 10 м и / = 20 м. На одной трети расстояния от / = 20 м отмечаем точку, которую сносим на ось ординат, и / = 20 м и получаем М„ = 3,2. Среднеквадратическая погрешность графических построений определяется по номограмме, представленной на рис. 9.43. На горизонтальной оси графика показано число интервалов построе­ния и, определяемое в зависимости от глубины скважины L и длины интервалов построения. Ось ординат характеризует среднеквадратиче- скую погрешность построения планового положения забоя и другой точки скважины. Масштабы построения плана указаны на соответст­вующих кривых.

В настоящее время при разбуривании месторождений со сложной структурой, как у нас, так и за рубежом применяют, как правило, пло­скостной допуск раздельно по интенсивности искривления, суммарно­му углу отклонения оси скважины от вертикали и кругу допуска (реже по эллипсу). Это плоскостные двухкоординатные формы допусков, при которых можно применять не только допуск в виде круга, но и в виде квадрата, прямоугольника в случае разбуривания крупных, вы­держанных по мощностям и формам ловушек. При разбуривании бо­лее сложных по структурам и обычно менее крупных форм залежей и их ловушек следует использовать пространственные трехкоординат- ные (объемные) формы допусков в виде куба, цилиндра и полусферы. Последнее новое в теории и практике бурения и успешно объединяет допуск по интенсивности искривления, общему углу отклонения оси скважины от вертикали и допуску в конечной точке бурения в единое целое. В этом случае более точно можно управлять положением ствола скважины в пространстве и, следовательно, соблюдать проектную трассу скважины.

В современных условиях все расчеты по допускам производятся с помощью электронно - вычислительных машин

9.12. Контроль и управление пространственным положением ствола скважины*

Для получения достоверных данных при бурении необходимо знать фактическое положение стволов скважин в пространстве. Поло­жение определяется зенитным углом (отклонением ствола скважины от вертикали), азимутом и глубиной скважины. Для определения этих величин в процессе углубления следует постоянно замерять углы ис­кривления и глубину скважины.

Систематический контроль за искривлением скважины в процессе бурения позволяет получать полное представление о характере ис­кривления, его интенсивности, о смещении отдельных точек ствола скважины от вертикали в пространстве, что в свою очередь значитель­но облегчает составление правильного заключения о строении разбу­риваемой площади. Необходимость в точных данных искривления скважин явилась причиной создания площади. Необходимость в точ­ных данных искривления скважин явилась причиной создания измери­тельной аппаратуры.

В современной практике буровых работ применяются приборы, изме­ряющие полностью углы искривления (зенитный и азимутальный).

В настоящее время технологии ориентированного управления траекторией наклонно направленных скважин ННС и горизонтальных скважин ГС предполагают использовать забойные телеметрические системы (ЗТС) для непрерывного контроля параметров кривизны и оперативного корректирования трассы ствола скважины ТСС. Дорого­стоящие импортные MWD-системы применяют в основном при буре­нии горизонтальных скважин, потому что высокие эксплуатационные затраты при проводке обычных ННС экономически нецелесообразны. Дальнейшая разработка и совершенствование отечественных ЗТС яв­ляются основой промышленных технологий разработки месторожде­ний углеводородов методом наклонно направленного и горизонталь­ного бурения.

Прогресс во внедрении новых методов геологоразведки и разра­ботки месторождений углеводородов (УВ), связанных с конструкцией скважин, числом забоев, траекторий ствола в большей мере определя­ется развитием техники и технологии буровой науки. Скважина явля­ется инструментом эффективной геологоразведки и разработки каждо­го месторождения УВ, имеющего специфические особенности и тре­бующего соответствующего бурового оборудования. Доведение отече­ственных бескабельных ЗТС до серийного производства вовлечет в разработку труднодоступные участки месторождений, расположенные

** Более подробные сведения по вопросам бурения наклонных и горизонтальных скважин можно получить из следующих источников [27], [31] и [32].

в водоохранных зонах, под населенными пунктами и заповедниками, уменьшит число кустовых оснований посредством строительства ННС с отклонением забоя от вертикали более 1,5.... 10 км, повысит добыв- ные возможности трудноизвлекаемых продуктивных пластов горизон­тальным вскрытием, ускорит ввод ННС в эксплуатацию за счет роста скорости бурения при турбороторном способе бурения, повысит экс- плутационные качества ННС благодаря оптимизации профиля.

Создание телеметрических систем контроля за положением от­клонителя и забойными параметрами ствола скважины в процессе бу­рения придало значительный импульс научно-техническому прогрессу в области бурения скважин на нефть и газ.

В настоящее время телеметрические системы контроля в сочета­нии с методико-математическим и программным обеспечением дали технологам небывалые возможности, в корне изменив методы их работы.

Зарубежные и отечественные специалисты считают, что самым актуальным и перспективным направлением, в котором должна разви­ваться технология бурения, является применение электронных систем для измерения на забое в процессе бурения (ИПБ) или по английской транскрипции MWD (Measurement while drilling).

Если первоначально ИБП производились для контроля зенит­ного угла, азимута и положения отклонителя, то в последние десять лет разработаны и устройства для проведения каротажных работ на базе ИПБ. Создан инструмент для измерения параметров режима бу­рения: нагрузки на долото, крутящего момента, частоты вращения до­лота, давления на забое. Технология систем ИПБ развивается очень быстро, но самые большие достижения ожидаются в развитии назем­ных систем контроля наземных параметров бурения и включение этой информации в совместную обработку с забойной информацией.

У каждого канала связи имеются свои преимущества и свои недос­татки. Разнообразие условий бурения, экономическая целесообразность оп­ределяют каждому каналу связи свою область применения, что подтвержда­ется при бурении скважин в России и в странах СНГ (рис. 9.44).

Электропроводной канал связи в бывшем СССР в силу многих причин (геофизические исследования, инклинометрические работы осуществляются на электропроводном канале связи, налаженная ин­фраструктура, материальное обеспечение геофизических предприятий, электробурение) нашел значительно, но недостаточное применение. Этот канал обладает преимуществами перед всеми известными кана­лами связи - максимально возможная информативность, быстродейст­вие, многоканальность, помехоустойчивость, надежность связи; отсут­ствие забойного источника электрической энергии и мощного пере­датчика; возможность двусторонней связи; не требует затрат гидрав­лической энергии; можно использовать при работе с продувкой возду­хом и с использованием аэрированной промывочной жидкости.

Существует несколько разновидностей электропроводного канала связи: на трубах для электробурения; секционированных отрезках ка­беля в каждой трубе (так называемых KJIC); «сбросовый»; ЗИЛС. В частности «сбросовый» канал и применяется в телесистемах СТТ - 164, CJIT - ЗП Харьковского СКТПБЭ, находящейся в эксплуатации в Западной Сибири и других регионах, СГТ - 108 для малых диаметров.

Недостаток электропроводного канала связи: - наличие кабеля в бурильной колонне; затраты времени на его проложение; защита кабе­ля от механических повреждений; невозможность вращения колонны и закрытия превентора при нахождении кабеля за колонной бурильных труб; необходимость доставки (продавки) забойного модуля или кон­тактной муфты до места стыковки (посадки) при зенитных углах более 60° с помощью продавочного устройства. Следует отметить, что име­ются варианты проложения кабеля внутри труб через вертлюг, но по­является необходимость в подъеме всего кабеля или отрезка кабеля при наращивании, что требует дополнительных затрат времени. Вра­щение колонны возможно только с вращающимся токосъемником, устанавливаемым под вертлюгом. В зонах АВПД при наличии «вы- бросовой» ситуации и необходимости в закрытии превентора бурения ограничивается максимально возможным ходом инструмента вверх до достижения положения, когда кабель находится уже внутри колонны, а при варианте пропуска кабеля через вертлюг этой проблемы нет.

Гидравлический канал связи ГКС. Исследования этого канала в нашей стране начаты при разработке гидротурботахометра ВНИИБТ еще в пятидесятых годах. Дальнейшее применение канал нашел при бурении Кольской сверхглубокой скважины СГ-3, где устойчивые сигналы о частоте вращения вала турбобура были получены с глубины более 12000 метров, но подавляющее применение нашел в современ­ных MWD зарубежных ведущих фирм Teleco, Schlumberger, Sperry- sun, Gearhart, Eastman Christensen и др. (рис. 9.45).

Для генерирования импульсов давления в буровом растворе ис­пользуются несколько способов. Они подразделяются на три вида: положительный импульс, отрицательный импульс и непрерывная вол­на (сирена). Положительные импульсы генерируются путем создания кратковременного частичного перекрытия нисходящего потока буро­вого раствора. Отрицательные же импульсы давления создаются путем кратковременных перепусков части жидкости в затрубное пространст­во через боковой клапан. Гидравлические сигналы, близкие к гармо­ническим (сирена) создаются с помощью электродвигателя, вращаю­щего клапан пульсатора или дискового клапана гидротурботахометра типа ГТТ. Гидравлические импульсы (или волны) со скоростью в среднем 1250 м/с поступают по столбу бурового раствора на «днев­ную» поверхность. На поверхности закодированная различными спо­

собами информация декодируется наземной аппаратурой и отобража­ется на табло, экране мониторинга, поступают в другие устройства обработки информации

Рис. 9.45. Схема гидравлической линии связи:

1 - долото; 2 - КНБК с телесистемой; 3— клапан телесистемы (пульсатор); 4 - колонна бурильных труб; 5 - обвязка (манифольд, рукав, вертлюг, квадрат); б - первичный преобразователь давления; 7 - буровые насосы; 8 - приемная емкость; 9 - желоб

В последние годы значительно сократилось время передачи дан­ных. Если в системах первого поколения оно составляло 50 сек, для каждой точки, то в более новых 25 сек, а в некоторых из последних систем уже 10 сек.

Энергия, необходимая для работы забойных систем, генерируется турбогенератором или обеспечивается литиевыми батареями, совме­щенными источниками электропитания (аккумуляторы с подзарядкой от турбогенератора). Турбогенераторы по сравнению с батареями обеспечивают большие мощности и, следовательно, более высокие энергетические возможности для получения и передачи данных.

Предпочтение в применении телесистем с ГКС базируется как на относительной простоте обеспечения связи по сравнению с другими каналами, так и ненарушении (по сравнению с ЭКС) технологических операций при бурении, и не зависит от геологического разреза горных пород по сравнению с ЭМКС, и от буровой бригады не требуется не­обычных операций.

Недостатки: низкая информативность из-за низкой скорости пе­редачи, низкая помехоустойчивость, последовательность в передаче информации, необходимость в источнике электрической энергии (ба­тареи, турбогенераторы), отбор гидравлической энергии для работы передатчика и турбогенератора, невозможность работы с продувкой воздухом и аэрированными жидкостями.

Электромагнитный канал связи ЭМКО (рис. 9.46): используют электромагнитные волны (тока растекания) между изолированным участком колонны бурильных труб и породой. На поверхности земли сигнал принимается как разность потенциалов от растекания тока по горной породе между бурильной колонной и приемной антенной, ус­танавливаемой в грунт на определенном (30 - 50 м) от буровой рас­стоянии установки. Разработкой телесистем с ЭМКС в России зани­маются ВНИИ геофизических исследований скважин (ВНИИГИС), ВНИИ промысловой и полевой геофизики (ВНИИПГГ), НПФ «Самар­ские горизонты» и другие.

Преимущества более высокая перед гидравлическим каналом ин­формативность.

Недостатки: дальность связи (зависит от проводимости и переме­жаемости горных пород, затухания сигналов), слабая помехоустойчи­вость, сложность установки антенны в труднодоступных местах, не­возможность использования на море.

Современные системы контроля за траекторией ствола скважины в пространстве приведены в табл. 9.17

Таблица 9.17

Системы и приборы для контроля и управления траекторией скважины

9.13. Системы верхнего привода

Системы верхнего привода (СВП) являются новым типом меха­низмов буровых установок. В принципе верхний привод представляет собой подвижный вращатель, как уже говорилось ранее, оснащенный комплексом механизации СПО.

Системы верхнего привода получили широкое распространение в мировой практике. Широкое внедрение верхнего привода объясняется его преимуществами при проводке вертикальных (глубоких), наклонно направленных и особенно горизонтальных, т.е. скважины с большой протяженностью 3....5....10 и более тыс. метров горизонтального окончания. Более подробные данные о системе верхнего привода при­ведены в разделе 12. Самой значительной проблемой бурения скважин с большим наклонным или горизонтальным окончанием является соз­дание достаточной нагрузки на породоразршающий инструмент. В этом случае верхний привод позволяет производить спуск инструмента с вращением последнего, что резко уменьшает силы сопротивления, а сле­довательно, дает возможность создавать на забой требуемую нагрузку.

Труб

В последние годы развивается новое направление в бурении на­клонно направленных и горизонтальных скважин - технология с ис­пользованием непрерывной колонны гибких труб (КГТ).

Имеется довольно серьезный опыт (США, Канада и др.) примене­ния КТГ («Колтюбинга»), насчитывающий несколько десятков лет в основном при подземном ремонте скважин.

Конструктивно КТГ представляет собой сплошную одноразмер­ную металлическую трубу, которая навивается на специальный бара­бан, смонтированный на передвижной установке, имеющей механизм подачи (транспортер) гибкой трубы и другие агрегаты, входящие в комплект оборудования, обеспечивающего управление и проведение необходимых технологических операций (рис. 9.47).

Оборудование для спуска и подъем КГТ может состоять из двух блоков: катушки (барабана) с навитой трубой на отдельном прицепе, монтажного устройства и механизме подачи труб - на другой подвиж­ной платформе (тягаче). Для привода подачи используется ходовой двигатель. Станция управления может располагаться отдельно. По своему назначению КГТ выполняет те же функции, что и бурильная колонна, собираемая из отдельных труб:

- доставка на забой породоразрушающего инструмента и забойно­го двигателя;

- передача на забой энергии, необходимой для процесса разруше­ния породы;

- создание необходимых условий для воздействия на породораз- рушающий инструмент и др.

Гладкая непрерывная КГТ, по сравнению с традиционной конст­рукцией бурильной колонны, имеет следующие преимущества:

- сокращает время и повышает безопасность спуско - подъемных операций (СПО) за счет исключения свинчивания - развинчивания резьбовых соединений, присущих обычной колонне бурильных труб;

- улучшает условия прохождения интервалов набора кривизны и протяженных горизонтальных участков скважины;

- представляет дополнительные технологические возможности, повышающие технико-экономические показатели бурения и освоения скважин (разбуривание несколькими горизонтальными отводами из одного основного ствола вертикальной скважины; разработка место­рождений с аномально вязкой нефтью; повторное вскрытие пластов при углублении скважин; использование в качестве бурового раствора жидкости на углеродной основе; эффективное бурение пластов с высо­кой проницаемостью и низким пластовым давлением и др.);

- исключает необходимость глушения скважин, и, как следствие, сохраняются коллекторские свойства продуктивного пласта;

- обеспечивает герметичность устья скважины, тем самым создает возможность управления ситуациями, связанными с вероятными вы­бросами и фонтанированием;

- предоставляет возможность бурения части ствола и обслужива­ния скважин с созданием режима депрессии на забое;

- составляет компактный комплекс бурового оборудования с возможно­стью применения его на ограниченных размерах рабочих площадок;

- обеспечивает высокие требования в области экологии и охраны окружающей среды;

- способствует улучшению условий труда буровой бригады, вне­дрению программных средств управления и др.

Проектирование и изготовление КГТ осложнено тем обстоятель­ством, что при эксплуатации к трубе предъявляются жесткие и часто противоречивые требования: колонна должна обладать способностью, наматываться на барабан с возможно меньшим диаметром и в то же время иметь достаточную прочность на растяжение, сжатие, изгиб и кручение.

В настоящее время существуют также факторы, ограничивающие масштаб и объем внедрения КГТ, к основным из которых следует отнести:

- отсутствие возможности проворота КГТ в скважине;

- сложность ремонта КГТ в промысловых условиях;

- ограничение длины КГТ диаметром барабана для намотки трубы;

- сложность изготовления КГТ;

- имеется вероятность чрезмерного скручивания КГТ в скважине и повреждение, вследствие этого, трубы;

- сложность транспортировки КГТ и др.

Характерной особенностью условий эксплуатации КГТ является малоцикловое нагружение при изгибе трубы с напряжениями, превы­шающими предел упругости материала.

В нашей стране гибкие трубы из малоуглеродистой и низколеги­рованной стали выпускаются Челябинским трубопрокатным заводом (ЧТПЗ) по ТУ 14-3-1470-86, а из нержавеющей стали - АО «Филит» (г.Москва). Производство КГТ осваивается Таганрогским металлурги­ческим заводом (ОАО «ТАГМЕТ»).

Механические свойства и марки сталей, из которых изготавлива­ют КГТ приведены, в табл. 9.18, а характеристика гибких труб пред­ставлена в табл. 9.19.

Таблица 9.18

Горизонтальное и разветвленно – горизонтальное

 бурение - метод резкого повышения

Нефтегазоотдачи пластов

 (Лекция 16)

В последние годы новые технологии, основанные на горизон­тальном бурении, произвели настоящую революцию в практике и тео­рии нефтедобычи. Дебиты скважины, имеющих большей протяженно­сти горизонтальные окончания, значительно возросли. В результате разрядились сетки скважин, снизились депрессии, значительно увели­чилось время безводной эксплуатации, изменились категории запасов, считавшиеся ранее неизвлекаемыми, ныне могут эффективно извле­каться в промышленных масштабах, повысилась эффективность мно­гих старых методов воздействия на пласт при их реализации с помо­щью горизонтальных скважин. По многим показателям достигнуты впечатляющие результаты.

Особенно заметно преимущество горизонтального бурения по сравнению с вертикальным в отношении отрицательного влияния по­дошвенных вод на качество извлечения углеводородов.

Вертикальная, да и наклонная, скважины, вскрывая продуктив­ный пласт, зачастую вскрывают и подошвенную воду, в то время, как горизонтальную скважину направляют в продуктивном горизонте вы­ше этой подошвенной воды (рис. 9.9).

При режимах с неподвижными контурами принимается равномерная сетка размещения скважин на площади. После выбора схемы размещения скважин на площади определяют возможные варианты разработки данной »алежи. Для этого задаются различными числами рядов, а для каждого ряда - различными расстояниями между скважинами.

Для каждого варианта размещения скважин на площади произво­дят гидродинамические расчеты по определению текущих дебитов скважин во времени, текущего и суммарного отбора нефти из залежи, срока разработки залежи и т.д. При этом учитывают ресурсы естест- кенной пластовой энергии, а в случае необходимости предусматрива­ют восполнение этой энергии извне.

Следует заметить, что в случае разбуривания залежи горизон­тальными, а еще лучше разветвлено-горизонтальными скважинами резко упрощается система разработки месторождения, поэтому стано­вятся дешевле и работы по его эксплуатации.

Известно, что в горной породе нефть фильтруется десятки лет на сотни метров сквозь мельчайшие поры пласта от периферии к забоям скважин, встречая часто на своем пути естественные преграды. Эти преграды (либо естественные, литологические или тектонические эк­раны, либо застойные зоны с низкими градиентами давления в фильт­рационном поле, либо «языки» воды, прорвавшиеся и разрезавшие нефтяное поле, и т.п.) и являются основной причиной потерь огром­ных запасов нефти в пластах. В недрах остаются миллиарды тонн ос­таточной нефти.

К сожалению, не разрабатываются многие месторождения с большими запасами углеводородов, но с низкими коллекторскими свойствами или с тяжелой нефтью, где малые дебиты не оправдывают затрат на бурение.

Вследствие огромной концентрации на нефтяном и газовом рынке в настоящее время требуется резко снизить себестоимость добывае­мых углеводородов путем коренного усовершенствования дренажных способностей коллекторов. Такому требованию удовлетворяет раз- ветвлено-горизонтальное бурение (РГ). Основным направлением при­менения разветвлено-горизонтального бурения у нас в стране должно стать возрождение старых нефтяных месторождений и извлечение из них оставшихся запасов нефти (которые составляют до 60 - 80 % на­чальных запасов). По мере развертывания работ, развития техники и технологии, приобретения опыта эта технология будет постепенно переноситься и на другие объекты (залежи с нефтяными оторочками, высоковязкие нефти, плотные коллекторы и др.).

В настоящее время бурение горизонтальных и разветвленно- горизонтальных скважин вошло в практику многих стран мира, при­чем с большими отклонениями забоев от вертикали, что наглядно вид­но из табл. 9.2.

Таблица 9.2

Профиль горизонтальной скважины состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей части и горизонтального участка.

Под направляющей частью профиля понимается часть ствола от устья до точки с заданными координатами на кровле и непосредствен­но в продуктивном пласте; эта часть является началом горизонтально­го участка под строго заданным углом. По радиусу кривизны ствола различают три типа профиля горизонтальной скважины (рис. 9.10): с большим, средним и коротким радиусами.

Горизонтальные скважины с большим (> 190 м) радиусом кри­визны могут быть реализованы при кустовом способе бурения на суше и на море, а также при бурении отдельных скважин с большим откло­нением от вертикали при длине горизонтального участка 600 - 1500 м и более. При строительстве таких скважин используется стандартная техника и технология наклонно направленного бурения, позволяющая получать максимальную интенсивность искривления 0,7 - 2,0° /10 м проходки. Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны применяются при бурении, как одиночных скважин, так и для восста­новления продуктивности эксплуатационных скважин. При этом мак­симальная интенсивность искривления скважины составляет 3-40° / 10 м (радиус 60 - 190 м) при длине горизонтального участка 450 - 900 м. Горизонтальные скважины, выполняемые по среднему радиусу, наи­более экономичны, так как имеют значительно меньшую длину ствола (по сравнению со скважинами с большим радиусом), а также обеспе­чивают более точное попадание ствола в заданную точку на поверхно­сти продуктивного пласта, что особенно важно для разбуривания неф­тяных и газовых пластов малой толщины.

Горизонтальные скважины с коротким радиусом разветвления (см. рис. 9.10) успешно используются при разбуривании месторожде­ний, находящихся на поздней стадии эксплуатации, а также для буре-

ния ствола скважины из вырезанного участка эксплуатационной ко­лонны. Профиль скважины с коротким радиусом искривления позво­ляет разместить насосное оборудование в вертикальном участке сква­жины и обеспечить наибольшую точность попадания ее ствола в за­данную точку поверхности продуктивного горизонта. При этом радиус кривизны скважины составляет 10 - 30 м (интенсивность искривления 1 ,1-2,5˚/м) при длине горизонтального участка 90 - 250 м.

С уменьшением радиуса кривизны ухудшаются условия работы бурильных труб, снижается вероятность прохождения в ствол скважи­ны забойных двигателей, геофизических приборов и обсадных труб. Поэтому даже при бурении по среднему радиусу кривизны в компо­новку низа бурильной колонны включают специальные трубы и уко­роченный двигатель. Проводка скважин с коротким и ультракоротким радиусами (< 10 м) кривизны невозможна без специальных бурильных труб и инструмента. Доля скважин с коротким радиусом кривизны в общем объеме постоянно растет.

Большое разнообразие геолого-технических условий эксплуата­ции нефтяных и газовых месторождений, различное состояние их раз­работки требуют индивидуального подхода к проектированию горизон­тальных скважин даже в пределах одного месторождения или площади.

Основная цель бурения ГС - не пересечение продуктивного пласта в поперечном направлении, а вскрытие пласта продольным стволом.

Поэтому проектирование горизонтальной скважины целесообраз­но начинать с определения протяженности, формы и направления го­ризонтального участка скважины. Эти параметры зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, его толщины и литологии, распределения горной породы по твердости и устойчивости разреза. Эксплуатационная характеристика пласта должна включать: запасы нефти, добыча которых вертикальными или наклонными скважинами затруднена или практически невозможна; пластовое давление; состояние разработки залежи; режим работы пласта;

способы эксплуатации и предполагаемая частота, причины и ха­рактер ремонтов;

эффективность других методов интенсификации добычи и мето­дов увеличения нефтеотдачи.

Горизонтальная скважина состоит из направляющей части и гори­зонтального участка. Направляющая часть включает вертикальный участок, участок начального искривления, тангенциальный (прямоли­нейный) участок и участки увеличения зенитного угла или состоит только из вертикального участка и участка увеличения зенитного угла.

Одним из главных участков такой скважины является вертикаль­ный. В процессе бурения вертикального участка его ось отклоняется от вертикали и скважина приобретает вид спирали. Такое искривление препятствует дальнейшему нормальному ходу бурения скважины: ухудшаются условия продвижения инструмента в ней в процессе спус- коподъемных операций, создания достаточной нагрузки на забой, про­ведения инклинометрических и геофизических работ и т.д.

Для уменьшения отклонения применяют компоновки низа бу­рильных колонн (КНБК) самых разнообразных конструкций, подраз­деляющихся на два основных типа: маятниковые и жесткие.

Эффективность работы КНБК при этом определяют три основных элемента: жесткость, величина зазора между компоновкой и стенками скважины и длина компоновки. В настоящее время применяются в основном жесткие КНБК, расчет места установки в них опорно- центрирующих элементов ведется с допущением, что отклоняющая сила на долоте равна нулю и угол между осью компоновки и осью скважины также равен нулю.

При бурении искривленных и прямолинейных участков горизон­тальных и разветвлено-горизонтальных скважин используются КНБК и их элементы, приведенных на рис. 9.11, а - е.

КНБК для выбора зенитного угла по большому радиусу представ­лена на рис. 9.11, а. В ней используются турбинные Отклонители Т02 - 240 и ШО - 195. В зависимости от угла искривленного перевод­ника и диаметра долота обеспечивается интенсивность искривления 0,8-2,0710 м ( R = 286+716 м). КНБК для набора зенитного угла по среднему радиусу собирается в соответствии с рис. 9.11, а, б.

При использовании в качестве отклонителя винтового двигателя Д2 - 172 в зависимости от угла искривленного переводника обеспечи­вается интенсивность искривленного переводника обеспечивается ин­тенсивность искривленного ствола скважины в диапазоне 2,9+3,8710 м ( R = 150+200 м) (см. рис. 9.11, а). При использовании двигателей ДГ - 172, ДГ - 155 и искривленного переходника с подпором (см. рис. 8.13, б) интенсивность искривления в пределах 5,7+10,0710 м ( R = 5,7+100 м).

При бурении горизонтальной скважины по малому радиусу КНБК собираются в соответствии с рис. 9.11, в, г. При использовании откло- нителей ДГ2 - 106, ДГ - 155, ОШ - 172 с шарнирным соединением (см. рис. 9.11, в) обеспечивается интенсивность искривления в диапазо­не, 1,1+1,4710 м ( R = 40+50 м). Применение отклонителей ДГ - 106, ДГ2 - 106 и ДГ - 155 в сочетании с корпусным шарниром (см. рис. 9.11, г) дает возможность получить интенсивность искривления в пределах 1,9+2,9˚/м (R = 20+30 м).

КНБК для стабилизации, малоинтенсивного увеличения и умень­шен ия зенитного угла представлена на рис. 9.11, д, е. КНБК базируется пи использовании серийных турбобуров и винтовых забойных двига- II-ней с центратором на корпусе забойных двигателей. Конструкция KНБK обеспечивает ее проходимость в искривленном стволе скважи­ны и бурение горизонтального участка с интенсивностью искривления 0- 5°/100 м. Ориентирование отклонителя и постоянный контроль па­раметров искривления ствола скважины при наборе зенитного угла проводятся телеметрической системой с проводным каналом связи при турбинном бурении СТТ, а при электробурении СТЭ с использованием долот диаметрами 295,3 и 215,9 мм а также инклинометрами (серий­ными) в сочетании со специальным устройством «Зенит».

При забуривании дополнительного ствола из обсаженной сква­жины ориентирование отклонителя проводится с помощью устройств, иключающих гироскопические инклинометры ИГ - 50, ИГ - 36.

Оперативный контроль параметров искривления ствола скважины осуществляется одноточечными инклинометрами с часовым механиз­мом сбросового и встроенного типов.

Инклинометры и геофизические приборы доставляются по бу­рильной колонне к точке замера потоком бурового раствора с помо­щью специального устройства (КТГ).

Многозабойные и горизонтально-разветвленные скважины бурят обычными буровыми установками с помощью серийно выпускаемого оборудования.

Мощность и грузоподъемность буровой установки необходимо ныбирать с учетом дополнительных сил сопротивления, возникающих на участках резкого искривления и горизонтальных участках при кзаимодействии бурильной и обсадной колонн со стенками скважины при осевых перемещениях. Напряженность бурильных и обсадных колонн дополнительно возрастает вследствие изгиба труб на участках резкого искривления стволов. Колонны для этого вида бурения следу­ет выбирать по допустимым напряжениям, возникающим в теле трубы, при их деформированном положении в скважине. При этом выбирае­мый при расчете коэффициент запаса прочности должен быть мини­мальным, равным 1,25.

 В монолитных устойчивых породах дополнительные стволы не закрепляют обсадными трубами. Верхнюю часть разреза при этом за­крепляют до кровли продуктивного пласта. Такая конструкция позво­ляет облегчить проходку и освоение всех ответвлений скважин. В про­дуктивных пластах, сложенных неустойчивыми породами, основной ствол должен быть закреплен хвостовиком (разъемным). На хвостови­ки устанавливают воронки для облегчения ввода труб. Это необходи­мо в том случае, если скважина многозабойная. Если скважина закан­чивается одним пологим стволом, пройденным в продуктивном пласте,

закрепляют обсадной колонной и цементируют. В горизонталь­ную часть скважины спускают заранее перфорированный хвостовик с таким расчетом, чтобы его верхний конец оставался внутри основной эксплуатационной колонны.

Одно из эффективных мероприятий в области капитального ре­монта скважины - зарезка и бурение новых дополнительных горизон­тальных или наклонных стволов в эксплуатационных скважинах.

Возможность значения данного метода заключается в том, что этот процесс осуществляется в скважинах, где ликвидация возникших осложнений или аварийных ситуаций другими техническими способа­ми не представляется возможной. Кроме того, этот метод позволяет осуществлять ввод в эксплуатацию простаивающих объектов на позд­ней стадии разработки месторождений, более эффективно использо­вать резервы нефтегазопромысов. Россия обладает многолетним опы­том в области восстановления бездействующих скважин.

В настоящее время для решения задач направленного бурения имеется большое число компьютерных программ, с помощью которых можно рассчитать параметры проектного и фактического профиля скважины, отклонителей и КНБК, осуществлять корректировку про­филя скважины. Использование специального программного обеспе­чения изменяет подход к проектированию профиля, КНБК и оператив­ному управлению процессом проводки скважин.

На рис. 9.12 представлена в качестве примера Марковская разве­дочная скважина РГС, впервые пробуренная в Восточной Сибири.

Дата: 2019-02-19, просмотров: 426.

Материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления пользователям Интернета и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. © 2018 - 2025