Меню

Технология искусственного искривления скважин

Технология искусственного искривления скважин

Технология искусственного искривления скважин

Технология искусственного искривления скважин показана ниже на примере ОБС.

Бурение интервала искусственного искривления

Бурение интервала искусственного искривления — основная операция цикла; ее успех определяется квалифицированным проведением предшествующих операций и точным соблюдением требований и приемов технологии бурения отклонителями ОБС, ТЗ и др. с системой механического раскрепления.

Проектная интенсивность искривления

Если в данных горных породах при допустимых режимных параметрах невозможно достичь оптимальной скорости бурения, необходимой для получения проектной интенсивности искривления, следует изменить зазор в отклоняющем узле для сохранения проектного значения интенсивности.

Отклонители с гидравлической системой раскрепления

Для отклонителей с гидравлической системой раскрепления ОКГ, ОГМ процесс искусственного искривления значительно упрощен, обеспечивается большая его надежность, т.к. включение вращения вала отклонителя происходит над забоем и долото медленно опускается и устанавливается на забой при минимальной подаче и нагрузке.

Выбор породоразрушающего инструмента

Выбор породоразрушающего инструмента при бурении бесклиновым отклонителем имеет большое значение.

Утолщенные алмазные коронки

При использовании отклонителей ОКГ-76 применяются специальные утолщенные алмазные коронки КОКГ-76/31 с внутренним диаметром, равным 31 мм, что обеспечивает постоянный отбор керна на всем интервале искривления.

Источник

Искривление скважин и направленное бурение

При бурении скважины проектируются вертикальными или наклонными. Наклонными считаются скважины, отклонение которых от вертикали составляет: более 2º при колонковом бурении и более 6º – при глубоком бурении скважин.

Отклонение скважины от вертикали может вызываться естественными условиями или искусственно.

Естественное искривление обусловливается рядом причин (геологических, технических, технологических), зная которые, можно управлять положением скважины в пространстве.

Под искусственным искривлением скважин понимают любое принудительное их искривление. Наклонные скважины, направление которых в процессе бурения строго контролируется, называют наклонно направленными.

Наклонно направленные скважины подразделяют на одно- и многозабойные. При многозабойном бурении из основного, вертикального или наклонного ствола проходится дополнительно один или несколько стволов.

↑ ПРИЧИНЫ ЕСТЕСТВЕННОГО ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН

Влияние геологических условий в основном сводится к тому, что при бурении в породах, различных по физико-механическим свойствам, определяющим их буримость, скорость разрушения пересекаемых пород в отдельных точках забоя различна.

Геологические причины по степени проявления и важности обычно рассматривают в следующем порядке:

1) влияние перемежаемости различных по твердости пород и угла встречи скважины с пластом;

2) влияние анизотропии пород;

3) влияние геологических структур;

4) влияние наличия твердых включений в породе, зон дробления, трещиноватости и т. д.

При пересечении наклонно залегающих, перемежающихся и различных по твердости пластов скважина, как правило, закономерно искривляется при переходе из твердой породы в мягкую и из мягкой породы в твердую – в сторону твердой. Закономерность такого отклонения скважины определяется тем, что при одних и тех же параметрах коронки внедрение резца в мягкую породу всегда больше, чем в твердую. Этому же способствует разрушение буровым инструментом породы в стенке скважины, особенно при переходе из мягкой в твердую породу.

Интенсивность этого искривления в значительной мере определяется частотой перемежаемости пластов, изменчивостью их твердости и длительностью бурения на контакте между пластами.

Замечено, что чем значительнее неоднородность пород, тем больше искривление скважины.

В связи с этим наибольшее искривление скважин в вертикальной плоскости наблюдается при бурении по сланцам, где интенсивность искривления может достигать iθ = 0,07 град/м; наименьшее – в однородных монолитных породах, в которых часто iθ = 0,001 град/м.

При переходе скважины из породы одной твердости в другую большое значение имеет угол встречи ее с пластом γ. В зависимости от величины этого угла скважина может пойти: 1) без изменения своего первоначального направления, что характерно для горизонтально и полого залегающих осадочных пород; 2) искривившись в сторону твердой породы, и, реже,

3) пойти по контакту мягкой и твердой пород вниз по падению пласта. Последнее происходит при крутом залегании пород и в тех случаях, когда угол встречи γ не превосходит по величине некоторое критическое значение γкр.

Величина критического угла встречи изменяется для различных пород в пределах от 15 до 20°. На величину этого угла оказывают влияние: 1) тип породоразрушающего инструмента, 2) осевая нагрузка, 3) сила трения, возникающая между породоразрушающим инструментом и породой в процессе бурения и 4) твердость пород.

При встрече твердых перемежающихся и абразивных пород движение бурового инструмента по падению пласта наблюдается при меньшем значении критического угла встречи γкр, чем при встрече твердой породы, но неабразивной.

С увеличением осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент угол γкр, при котором скважина может пойти по падению пород, возрастает. Угол встречи скважины с пластом для снижения интенсивности искривления выбирают более 50°.

Перемежаемость неоднородных по твердости пород часто является причиной азимутального искривления скважин. При этом скважина может отклоняться влево или вправо, если смотреть по падению пласта, в зависимости от угла ее встречи с линией простирания пород и характера контакта, а также от соотношения сил сопротивления, воздействующих на породоразрушающий инструмент в твердой и мягкой породах.

При бурении скважина отклоняется в одной плоскости, если равнодействующая этих сил направлена перпендикулярно простиранию пород. При направлении равнодействующей под углом к простиранию пород может произойти азимутальное искривление.

Влияние структурных и текстурных особенностей пород на искривление скважин в достаточной степени отражается в их анизотропных свойствах.

Наибольшими анизотропными свойствами обладают различные слоистые горные породы. Анизотропностью обладают и некоторые другие породы, которые приобрели эти свойства в силу различных сдвиговых процессов, например: развития в породах сланцеватости, кливажа, трещиноватости и т. п. Поэтому метаморфизованные, раздробленные и трещиноватые породы также относят к породам с высокой степенью анизотропности. В меньшей степени анизотропность проявляется у изверженных пород. Некоторые из осадочных горных пород можно отнести к изотропным. К ним условно относят мел, мергель, известняк и др. Существует общая закономерность, по которой породоразрушающий инструмент всегда избирательно сдвигается в направлении наименьшего сопротивления породы. Скважина при этом стремится развернуться в направлении, перпендикулярном слоистости.

Влияние геологических структур на искривление скважин. Скважины, закладываемые в бортах антиклинальных и синклинальных складок, как правило, имеют тенденцию отклоняться в процессе бурения в направлении, перпендикулярном простиранию пород. Азимутально скважины чаще всего отклоняются в направлении, перпендикулярном оси антиклинали.

В связи с этим по азимутальному искривлению скважин можно производить уточнение простирания пород. С глубиной скважин интенсивность азимутального искривления чаще остается неизменной. Рассмотренные причины искривления скважин носят в основном закономерный характер.

При встрече в породах твердых включений, валунов, твердых конкреций и т. п. искривления скважин могут происходить как в вертикальной, так и в горизонтальной плоскостях.

Значительные искривления скважин, особенно наклонных, происходят в мягких несцементированных породах, в зонах тектонических нарушений, пустот и т. д.

К искривлению скважин могут привести обвалы, осыпи пород. Известны случаи забуривания нескольких новых скважин в месте завалов, что характерно для глинистых пород. Такие отклонения скважин чаще всего незакономерны. Изучение закономерности искривления позволяет заранее проектировать так называемый типовой профиль скважин с учетом естественного ее искривления на каждом конкретном месторождении.

Технические причины оказывают влияние на искривление скважин как при их забурке, так и в процессе бурения.

На искривление скважин при забурке влияет:

1) неправильная установка станка на основании;

2) неправильная установка шпинделя станка и направляющей трубы;

3) ненадежное закрепление вращателя на верхней станине станка;

4) неисправность вращателя – разработка втулок, наличие люфтов, износ направляющих штоков, подшипников качения и т. д.

Установка станка с наклоном в вертикальной плоскости приводит к увеличению или уменьшению зенитного угла.

В процессе бурения технические причины проявляются в перекосе бурового снаряда, который вызывается, как правило, применением: а) изогнутых буровых штанг и колонковых труб, б) несоосностью резьбовых соединений.

При применении короткого колонкового набора ось его отклоняется тем больше, чем короче его длина. При этом если используются колонковые трубы, имеющие некоторый начальный прогиб, отклонения могут увеличиваться. Однако следует иметь в виду, что на искривление скважин значительное влияние оказывает продольная устойчивость колонковых труб, которая снижается при увеличении их длины и уменьшении диаметра. Снижению устойчивости бурового снаряда способствует разностенность труб, их овальность и местные дефекты, связанные с изготовлением и эксплуатацией.

Искривление скважин наблюдается при применении неправильных компоновок бурового снаряда, при переходе с большего диаметра скважины на меньший и при расширении скважины. Искривление скважин усиливается несоответствием диаметров бурильных труб и скважины, при этом чем больше разница, тем интенсивнее искривление скважины.

При работе всегда стремятся свести на нет искривление скважин, вызываемое техническими причинами.

Технологические причины, приводящие к искривлению скважин, в первую очередь связаны со способом и режимом бурения. Опыт бурения показывает, что наименьшая степень интенсивности искривления присуща ударному, в несколько большей мере ударно-вращательному и наибольшая – вращательному способам. При вращательном бурении скважина закономерно отклоняется чаще в сторону вращения бурового инструмента.

Искривление скважин при колонковом бурении определяется видом истирающего материала, конструкцией породоразрушающего инструмента, а также режимными параметрами.

Интенсивность искривления во многом зависит от степени разработки стенок скважины, в которой находят отражение перечисленные факторы. При этом чем больше разработка ствола скважины, тем интенсивнее искривление.

Наименьшая степень разработки ствола скважин наблюдается при алмазном бурении: она составляет в породах VII–VIII категорий по буримости 1–1,5 мм; в породах X–XII категорий – до 0,5–1 мм. Объясняется это малым выходом резцов за боковые стороны коронки.

По степени разработки ствола скважины все виды колонкового бурения в зависимости от истирающего материала можно расположить в следующий ряд:

алмазное – твердосплавное – дробовое бурение.

При применении твердосплавных коронок наибольшая степень разработки стенок скважины имеет место при бурении по осадочным породам ребристыми коронками. Диаметр скважин в этих условиях может быть увеличен в процессе бурения в 2–3 раза.

Разбуривание стенок скважин при бурении дробью различно и зависит от 1) материала, диаметра дроби и коронки; 2) способа питания забоя дробью; 3) от количества подаваемой на забой промывочной жидкости и т. д.

Читайте также:  Оборудование для сельского бизнеса

Крупная чугунная и стальная дробь вне зависимости от способа питания вызывает более сильную разработку стенок скважины, чем мелкая дробь.

При всех видах истирающих материалов колонна бурильных труб под действием продольных сжимающих и поперечных центробежных сил теряет прямолинейную форму и, как правило, изгибается. Отклонение скважины может происходить с большей интенсивностью при малой жесткости колонны бурильных труб и колонкового снаряда и значительном зазоре между стенками скважины и буровым снарядом.

Бурение шарошечными долотами характеризуется большей степенью разработки стенок скважины. При этом чем мягче порода и больше величина зубьев шарошек, тем больше диаметральная разбуривамость стволов скважин. При бурении шарошечными штыревыми долотами в крепких породах разбуриваемость стенок, а следовательно, и величина искривления скважин значительно понижаются.

Повышая величину осевой нагрузки, можно добиться значительной интенсивности искривления, особенно в случаях: 1) бурения затупленными коронками; 2) применения коротких колонковых труб; 3) при применении специальных шарнирных устройств в составе снаряда.

С уменьшением осевого усилия в этих случаях искривление скважин снижается.

Этим пользуются при искусственном искривлении скважины, когда бурение ведут по заранее рассчитанным профилям.

Увеличение числа оборотов бурового снаряда рассматривается как фактор, способствующий снижению интенсивности искривления.

При повышении числа оборотов бурового инструмента возрастает механическая скорость бурения, а поэтому уменьшается время действия сил, вызывающих искривление скважины.

Применение высоких скоростей вращения бурового снаряда с использованием антивибрационных смазок и эмульсионных промывочных растворов способствует снижению интенсивности искривления скважин.

Влияние количества и качества промывочной жидкости на интенсивность искривления велико при бурении по легко размываемым породам. Применение в этих условиях промывочного раствора плохого качества может вызвать значительный размыв стенок скважин, а соответственно и более интенсивное отклонение оси бурового инструмента от оси скважины.

Источник



Оборудование для искривления скважин

Техника и технология искусственного искривления скважин

Искусственное искривление скважин является основным способом направленного бурения. Направленное бурение находит все большее применение на геологоразведочных работах. Его применяют для решения многих задач:

1) перебуривания пласта или рудного тела вкрест простирания;
2) многоствольного бурения, что экономически выгодно, так как сокращает объем бурения по пустым породам, уменьшает затраты времени на монтаж и демонтаж оборудования, на перевозку оборудования и копра, что особенно важно в гористых районах;
3) замены наклонных скважин бурением с поверхности вертикальных скважин с последующим направлением их иа объект, что позволяет широко применять механизацию и автоматизацию спуско-подъемных операций, типовые буровые копры;
4) бурения под различные объекты, например: под инженерные сооружения, жилые районы, под дно моря, озера, болота и т. д.;
5) выправления скважин, отклонившихся от проектного направления;
6) повторного перебуривания пластов с непредставительным выходом керна;
7) обхода аварийного снаряда;
8) подсечения аварийных скважин с целью ликвидации их фонтанирования;
9) взятия больших проб полезного ископаемого.

Многоствольной называется скважина, из основного ствола которой пробурен один или несколько дополнительных стволов.

Рекламные предложения на основе ваших интересов:

Простейшим средством для забуривания дополнительного ствола является металлический отклоняющий клин.

Длина клина обычно составляет от 2,5 до 4,5 м. Отклоняющая поверхность клина с его осью составляет угол 2—4°. Клин устанавливается в скважине произвольно без ориентации желоба, если направление искривления не имеет значения (например, при обходе места аварии). Если необходимо отклонение скважины в строго определенном направлении, клин ориентируют. После ориентации клин прочно закрепляется в стволе скважины заклиночным материалом, цементированием или с помощью специального распорного устройства.

Для установки клиньев в скважинах выше естественного забоя создаются искусственные забои. Искусственные забои создаются путем заклинивания в стволе скважины в заданном интервале различных пробок с последующим цементированием. Технология создания искусственного забоя зависит во многом от свойств слагающих горных пород и разработки ствола скважины в месте постановки забоя.

В скважинах, пробуренных алмазным способом (в крепких монолитных породах), при необходимости создания искусственного забоя применяются пробки ПЗ-44, ПЗ-57, П3-73.

Пробка-забой ПЗ состоит из собственно пробки и гидропровода. Через бурильную колонну промывочная жидкость закачивается в скважину, перемещает шток гидропривода вниз, а вместе с ним конус, который раздвигает плашки, расклинивая корпус пробки в скважине. После закрепления пробки в скважине гидропривод отвинчивается от нее и вместе с колонной бурильных труб поднимается на дневную поверхность.

При многоствольном бурении для зарезки дополнительных стволов применяются как стационарные, так и извлекаемые клинья.

Стационарные (неизвлекаемые) клиновые отклонители КОС -73-2,5°, КОС -57-2,5° и КОС -44-1,5° состоят из клина и закрепляющего устройства, которое включает в себя два распорных конуса, соединенных штоком, и корпуса 3.

Клин на бурильной колонне спускают в скважину. Не доходя 0,4—0,5 м до забоя, производят ориентацию отклонителя, после чего его спускают на забой с помощью шпинделя станка, который исключает проворот снаряда. Клин опускается на забой, и под действием осевой нагрузки срезается винт 8, в результате чего клин и корпус раскрепляющего устройства смещаются относительно неподвижных распорных конусов. Пластины распорного устройства деформируются и раскрепляют клин в стволе. При увеличении осевой нагрузки до 200—300 Н срезаются заклепки и клин освобождается от бурильной колонны, которая с устройством 6 поднимается на поверхность.

В скважину опускается от-бурочный снаряд и производится зарезка отклоненного ствола.

Отбуривание от стационарного клина, по скосу ложка и ниже его на длину до 1,3 м производят набором, включающим в себя бурильную трубу диаметром 42 мм, переходник и породоразрушающий инструмент бескернового бурения.

В начале рейса, когда долото находится в верхней части ложка клина и начинает врезаться в стенку скважины, осевая нагрузка не должна превышать 2—4 кН. После углубки скважины на 0,7 м и забуривания породоразрушающего инструмента в ее стенку больше, чем на половину своего диаметра, осевая нагрузка повышается до 6—7 кН. Бурение при этом осуществляется на второй-третьей частоте вращателя станка.

Если в процессе отбуривания использовался породоразрушающий инструмент, диаметр которого меньше диаметра клина то пробуренный интервал необходимо расширить. Для этой цели применяется шарошечное долото (либо другой инструмент), соответствующее диаметру скважины, которое соединяется с бурильной трубой диаметром 42 мм. Осевую нагрузку в процессе расширения снижают до 2—4 кН.

Рис. 1. Стационарный отклоняющий клин КОС

Последующие рейсы производят с отбором керна укороченными колонковыми наборами, которые спускают на бурильной трубе диаметром 42 мм. Длина колонкового набора для каждого рейса должна составлять соответственно 0,5; 1,0 и 2,5 м, после чего применяют колонковый набор нормальной длины.

Работы по забуриванию дополнительного ствола от стационарного клина можно считать законченными, когда в месте установки клина в ствол скважины проходит колонковый набор длиной не менее 4,5 м.

Вывод дополнительного ствола скважины в заданную точку геологического разреза, как правило, не может быть осуществлен постановкой одного стационарного клина. Обычно эта задача осуществляется рядом постановок съемных отклонителей.

Снаряд для искусственного искривления скважин типа СО разработан ВИТР ВПО «Союзгеотехника». Съемный клин СО-73/46—3° дан на рис. 2.

В снарядах для отклонения отбурочного инструмента служит цельнометаллический клин, соединенный с корпусом снаряда при помощи Т-образного шпоночного соединения. Последнее позволяет клину передвигаться вдоль оси на длину шпоночного паза и исключает радиальное его перемещение. Клин с корпусом жестко соединяется с помощью двух заклепок. Отбурочный снаряд отклонителя состоит из серийной алмазной коронки, колонковой трубы, которая при помощи втулки и муфты с конусной гайкой соединена с бурильной трубой.

При использовании снаряда на забое не должно быть столбика керна высотой более 2—3 см. Снаряд спускают в скважину на колонне бурильных труб и, не доходя до забоя 0,3—0,5 м, ориентируют, а затем без вращения опускают на забой. Усилием механизма гидравлической подачи станка срезают заклепки. При этом корпус перемещается вниз и заклинивается между желобами клина и стенкой скважины.

Затем дальнейшим увеличением осевой нагрузки срезают винт и освобождают муфту. Затем ударом конусной гайки по втулке сильнее расклинивают корпус снаряда в скважине. В результате вращения колонны бурильных труб конусная гайка свинчивается с муфты, что обеспечивает освобождение отбурочного инструмента и бурение пилот-скважины. Диаметр пилот-скважины, забуренной в новом направлении, на два размера меньше диаметра основного ствола.

Рис. 2. Съемный клин СО-73/46-30 конструкции ВИТР

Для расширения их применяют ступенчатый расширитель, составленный из двух серийных алмазных коронок.

После забуривания пилот-скважины на глубину 1,2—1,3 м снаряд извлекают на поверхность и он может быть повторно использован.

Большое распространение в практике работ получил извлекаемый клин СНБ -КО конструкции КазНИИМСа. Снаряды СНБ -К.0 предназначены для искривления скважин диаметром 46, 59, 76 мм.

Широкое применение в направленном бурении получили отклоняющие снаряды с шарнирным устройством ШУ-73-60, ШУ-57-3°, ШУ-44-3°. Снаряд состоит из специальной коронки с широкой матрицей, колонковой трубы диаметром на 1 порядок меньше диаметра коронки и шарнирного устройства. Наличие шарнира уменьшает жесткость соединения колонкового набора с бурильной колонной. Опущенный в скважину снаряд опирается на стену скважины коронкой и шарнирным устройством. При этом ось колонкового набора устанавливается под углом к оси скважины. Угол перекоса постоянно сохраняется, в результате чего в процессе бурения происходит непрерывный набор кривизны скважины. Чем больше величина угла перекоса и меньше длина колонкового набора, тем больше интенсивность искривления.

Преимущество применения отклонителей с шарнирным устройством заключается в том, что бурение с ними осуществляют обычными колонковыми наборами. Однако шарнирный отклонитель используется только для искривления скважин в вертикальной плоскости., Шарнирные компоновки снарядов могут также применяться в комбинации с клиновыми отклонителями. Забайкальский комплексный научно-исследовательский институт разработал отклонитель непрерывного действия ТЗ для бурения направленных разведочных скважин. Породоразрушающим инструментом для отклонителей ТЗ являются серийные шарошечные и алмазные долота. Промывочной жидкостью служит вода или глинистый раствор. Показатели искусственного искривления скважин отклонителями превосходят результаты работы клиновых отклонителей. Затраты времени на цикл искривления сокращаются в три-четыре раза. Бурение при искривлении производится на том же режиме, что и бескерновое бурение.

Читайте также:  Станки для изготовления печатных плат в Москве

Конструктивные особенности указанных снарядов описаны во многих литературных источниках и специальных инструкциях.

Источник

Наклонно-направленное бурение

При бурении скважины проектируются вертикальными или наклонными.
Наклонными считаются скважины, отклонение которых от вертикали составляет:

  • более 2 при колонковом бурении,
  • более 6 — при глубоком бурении скважин.

Горизонтально-разветвленная скважина — скважина, состоящая из основного ствола, из которого пробурен 1 или несколько боковых горизонтальных стволов (ответвлений).
Боковой горизонтальный ствол скважины (БГС) — наклонно-направленный боковой ствол, содержащий участок с зенитным углом более 80.

Отклонение скважины от вертикали может вызываться естественными условиями или искусственно:

  • естественное — обусловливается рядом причин (геологических, технических, технологических), зная которые, можно управлять положением скважины в пространстве,
  • искусственное — любое принудительное их искривление.

Наклонные скважины, направление которых в процессе бурения строго контролируется, называют наклонно-направленными.
Наклонно-направленное бурение (ННБ) эффективно применяется при бурении скважин на нефть и природный газ:

  • при разработке месторождений:
  • при бурении вспомогательных скважин для глушения открытых фонтанов,
  • при многоствольном бурении,
  • отклонении нижней части ствола вдоль продуктивного горизонта c целью увеличения дренажа.

Верхний интервал ствола наклонной скважины должен быть вертикальным, c последующим отклонением в запроектированном азимуте.
Наклонно-направленное бурение нефтяных и газовых скважин осуществляется по специальным профилям:

  • профили скважин могут изменяться,
  • при этом верхний интервал ствола наклонной скважины должен быть вертикальным, c последующим отклонением в запроектированном азимуте.

Существуют 2 способа ННБ на нефть и газ:

  • прерывистый процесс проводки скважин c использованием роторного бурения:
  • непрерывный процесс проводки скважины с использованием турбобура (или другого забойного двигателя):
  • для набора искривления используется такая компоновка низа бурильной колонны, при которой на долото в процессе бурения действует сила, перпендикулярная его оси (отклоняющая сила),
  • техпроцесс ННБ сводится к управлению отклоняющей силой в нужном азимуте с использованием над турбобуром переводника c перекошенными резьбами, либо искривленную бурильную трубу.

При геолого-разведочных работах (ГРР) на твердые полезные ископаемые ННБ осуществляется шпиндельными буровыми станками c земной поверхности или из подземных горных выработок. Бурение таких скважин отличается тем, что вначале они имеют прямолинейное направление, заданное шпинделем бурового станка, a затем в силу анизотропии разбуриваемых пород отклоняются от прямолинейного направления.

Рост объемов ННБ скважин с углами отклонения ствола скважин от вертикали более 50 обусловили ограничения по применению традиционных методов исследований с помощью аппаратуры, спускаемой в скважину на кабеле, и вызвали необходимость разработки специальных технологий доставки скважинных приборов в интервал исследований.

Решение этой проблемы возможно с помощью бескабельных измерительных систем, доставляемых на забой с помощью бурового инструмента.

Горизонтально направленное бурение является частным случаем наклонного бурения.

Наклонно направленные скважины подразделяют на одно- и многозабойные.
При многозабойном бурении из основного, вертикального или наклонного ствола проходится дополнительно один или несколько стволов.

Искусственное отклонение скважин широко применяется при бурении скважин на нефть и газ.

Искусственное отклонение скважин делится на:

  • наклонное, горизонтальное бурение,
  • многозабойное (разветвленно-наклонное, разветвленно-горизонтальное)
  • многоствольное (кустовое) бурение.
  • ускоряет освоение новых нефтяных и газовых месторождений, у
  • величивает нефтегазоотдачу пластов,
  • снижает капиталовложения,
  • уменьшает затраты дорогостоящих материалов.

Искусственное отклонение вплоть до горизонтального применяется в следующих случаях:

1) при вскрытии нефтяных и газовых пластов, залегающих под пологим сбросом или между 2 я параллельными сбросами;

2) при отклонении ствола от сбросовой зоны (зоны разрыва) в направлении продуктивного горизонта;

3) при проходке стволов на нефтеносные горизонты, залегающие под соляными куполами, в связи с трудностью бурения через них;

4) при необходимости обхода зон обвалов и катастрофических поглощений промывочной жидкости;

5) горизонтальное бурение незаменимо при вскрытии продуктивных пластов, залегающих под дном океанов, морей, рек, озер, каналов и болот, под жилыми или промышленными застройками, в пределах территории населенных пунктов

6) при проходке нескольких скважин на продуктивные пласты с отдельных буровых оснований и эстакад, расположенных в море или озере;

7) при проходке скважин на продуктивные пласты, расположенные под участками земли с сильно пересеченным рельефом местности (овраги, холмы, горы);

8) при необходимости ухода в сторону новым стволом, если невозможно ликвидировать аварию в скважине;

9) при забуривании 2 го ствола для взятия керна из продуктивного горизонта;

10) при необходимости бурения стволов в процессе тушения горящих фонтанов и ликвидации открытых выбросов;

11) при необходимости перебуривания нижней части ствола в эксплуатационной скважине;

12) при необходимости вскрытия продуктивного пласта под определенным углом для увеличения поверхности дренажа, а также в процессе многозабойного вскрытия пластов;

13) при кустовом бурении на равнинных площадях с целью снижения капитальных затрат на обустройство промысла и уменьшения сроков разбуривания месторождения;

14) при бурении с целью дегазификации строго по угольному пласту, с целью подземного выщелачивания, например, калийных солей и др.

Искусственное отклонение скважин в нефтяном бурении в основном осуществляют забойными двигателями (турбобуром, винтовым двигателем и реже электробуром) и при роторном бурении.

Основные способы искусственного отклонения скважин.

-Использование закономерностей естественного искривления на данном месторождении (способ типовых трасс).

В этом случае бурение проектируют и осуществляют на основе типовых трасс (профилей), построенных по фактическим данным естественного искривления уже пробуренных скважин.

Способ типовых трасс применим только на хорошо изученных месторождениях, при этом кривизной скважин не управляют, а лишь приспосабливаются к их естественному искривлению.

Недостаток указанного способа — удорожание стоимости скважин вследствие увеличения объема бурения.

Необходимо также для каждого месторождения по ранее пробуренным скважинам определять зоны повышенной интенсивности искривления и учитывать это при составлении проектного профиля.

— Управление отклонением скважин посредством применения различных компоновок бурильного инструмента.

В этом случае, изменяя режим бурения и применяя различные компоновки бурильного инструмента, можно, с известным приближением, управлять направлением ствола скважины.

Этот способ позволяет проходить скважины в заданном направлении, не прибегая к специальным отклонителям, но в то же время значительно ограничивает возможности форсированных режимов бурения.

— Направленное отклонение скважин, основанное на применении искусственных отклонителей: кривых переводников, эксцентричных ниппелей, отклоняющих клиньев и специальных устройств.

Перечисленные отклоняющие приспособления используются в зависимости от конкретных условий месторождения и технико-технологических условий.

К наклонным скважинам при турбинном и роторном бурении на нефть и газ относятся в основном скважины, забуриваемые с поверхности вертикально с последующим отклонением в требуемом направлении, вплоть до горизонтального, т.е. под углом в 90 градусов.

Получив широкое распространение, одноствольное наклонное бурение не исчерпало своих резервов.

Возможность горизонтального смещения забоя относительно вертикали (проекции устья скважины на пласт) позволила создать вначале кустовой, а затем многозабойные методы бурения.

Техническое усовершенствование наклонного бурения явилось базой для расширения многозабойного и кустового бурения.

Под кустовым бурением понимается способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а конечные забои находятся в точках, соответствующих проектам разработки месторождения.

Горизонтальное и разветвленное горизонтальное бурение применяются для увеличения нефте- и газоотдачи продуктивных горизонтов при первичном освоении месторождений с плохими коллекторами и при восстановлении малодебитного и бездействующего фонда скважин.

Если при бурении наклонной скважины главным является достижение заданной области продуктивного пласта и его поперечное пересечение под углом, величина которого, как правило, жестко не устанавливается, то основная цель бурения горизонтальной скважины — пересечение продуктивного пласта в продольном направлении.

При этом протяженность завершающего участка скважины, расположенного в продуктивном пласте (горизонтального участка), может превышать 1000 м.

К разновидностям кустового бурения можно отнести 2-ствольное последовательное, 2-ствольное параллельное и 3-ствольное бурение.

Кусты скважин приближенно можно представить в виде конуса или пирамиды, вершинами которых являются кустовые площадки, а основаниями — окружность или многоугольник, размеры которых определяются величиной сетки разработки и возможностью смещения забоев от вертикали при бурении наклонных скважин.

Двуствольное бурение — технология кустового бурения, при котором одновременно (иногда поочередно) бурятся 2 наклонные скважины, устья которых расположены рядом, около 1 5 м друг от друга, а конечные забои запроектированы на существенном расстоянии — в интервале 100 — 400 м и более.

Преимущества параллельного 2-ствольного бурения скважин:

— возможность совмещения отдельных операций: подъем бурильного инструмента из одной скважины со спуском его в другую;

— промывка, выравнивание раствора и механическое бурение в одной скважине с геофизическим исследованием в другой.

— с одним комплектом бурильных труб и с одного подвышечного постамента осуществляют одновременную проходку 2 х наклонных или 1 й вертикальной и 2 й наклонной скважин.

При этом вместо обычного ротора применяют спаренные роторы типа РМБ-560, перемещающийся крон-блок типа К.

Один из прогрессивных методов повышения технико-экономической эффективности проходки скважин — многозабойное бурение. Сущность этого способа бурения состоит в том, что из основного ствола скважины с некоторой глубины проводят один или несколько стволов, т.е. основной ствол используется многократно. Полезная же протяженность скважин в продуктивном пласте и, следовательно, зона дренирования (поверхность фильтрации) возрастают, поэтому значительно сокращается объем бурения по верхним непродуктивным горизонтам.

Источник

Технические средства управления искривлением

Самым первым устройством, позволившим принудительно искривлять ствол скважины, был отклоняющий клин ─ уипсток (wipstock) (рис.6.1).

Он спускается на бурильных трубах. При достижении забоя ориентируется в нужном направлении. Затем за счёт веса БК или с помощью гидравлики выдвигаются плашки якоря и закрепляют клин. Спускаемое долото скользит по клину и, фрезеруя стенку скважины, забуривает наклонный ствол. Уипсток является средством локального искривления. За один приём можно отклонить ствол на 2 0 -5 0 . При необходимости достичь бόльшего зенитного угла приходится повторять установки клина. Очевидно, что такой способ искривления скважины является достаточно сложным. При недостаточном закреплении якоря клин может проворачиваться, что приводит к неправильной зарезке наклонного ствола или к аварии. В настоящее время уипстоки применяются преимущественно при зарезке боковых стволов из ранее пробуренных скважин, когда в обсадной колонне необходимо вырезать окно, и иногда при ликвидации аварий путём зарезки нового ствола.

Читайте также:  Росстат Производство легковых автомобилей в 2020 году сократилось на 17 5

Рис. 6.1. Клиновой отклонитель УИПСТОК

а — УИПСТОК с якорем: 1 — якорь; 2 — шарнирный переводник; 3 — ось;

4 -клин; 5-гидросистема;

б — комплект инструмента для зарезки бокового ствола: 1- бурильные

трубы; 2 — перепускной клапан; 3 — УБТ; 4 — фильтр; 5 — гибкая труба; 6 — фрезер

двойной; 7 — клин; 8 — якорь.

С разработкой в СССР в 20 х -30 х гг. прошлого века гидравлических забойных двигателей ─ турбобуров, а затем и электробуров, во всём мире участки искривления ствола стали проходить с помощью турбинных и электро-отклонителей ─ односекционных турбобуров с кривым переводником, отклонителей турбинных секционных (ОТС), турбобуров со шпиндельным отклонителем (ШО), электробуров с механизмом искривления (МИ). Эти отклоняющие устройства имеют постоянный угол в узле искривления. В настоящее время всё более широко применяются забойные двигатели объёмного типа с регулируемым углом искривления, что позволяет одним двигателем проходить как прямолинейные, так и искривлённые участки ствола скважины, причём с разной интенсивностью искривления.

Односекционные турбобуры с кривым переводником (рис. 6.2 а) характеризуются достаточно большой длиной нижнего плеча (расстояние от торца долота до узла искривления ─ КП) в пределах 8-11м и большим углом перекоса резьб 2-3,5 0 . В то же время в них используются обычные серийные турбобуры.

Отклонители, в которых узел искривления устанавливается между двигателем и шпинделем или между секциями шпинделя (ШО) должны иметь специальную муфту, соединяющую расположенные под углом валы двигателя и шпинделя и позволяющую передавать от вала двигателя к валу шпинделя крутящий момент и осевое усилие, обусловленное перепадом давления в двигателе. В отклонителях с ШО данная муфта освобождена от передачи осевого усилия, что обеспечивает бόльший межремонтный период данных отклонителей.

Рис. 6.2. Турбинные (электро-) отклонители

а – 1-секционный турбобур с кривым переводником; б – турбинный отклонитель (электробур с МИ); в – турбобур со шпиндельным отклонителем (ШО).

1 — долото; 2 – шпиндель; 3 – шпиндельный отклонитель; 4 –турбинные секции; 5 –кривой переводник; 6 – блок измерения положения отклонителя и параметров кривизны (ТС или МП);

lх — расстояние от точки замера параметров кривизны до забоя.

Рис. 6.3. Схема кривого переводника

(6.1)

Если с помощью отклоняющих устройств произведено забуривание наклонного ствола в нужном направлении, но зенитный угол отличается от проектного, дальнейшее изменение зенитного угла можно обеспечить прямой компоновкой с опорно-центрирующими элементами (центраторами, калибраторами) или с помощью шарнирных муфт.

При установке над долотом полноразмерного калибратора за счёт веса вышерасположенного забойного двигателя или УБТ долото прижимается к верхней стенке ствола скважины, что ведёт к увеличению зенитного угла скважин (рис.6.4).

Если калибратор не полноразмерный, т.е. его диаметр меньше диаметра долота, темп роста зенитного угла уменьшается.

Рис. 6.4. Схема действия сил в прямой компоновке для увеличения

Если из компоновки низа БК исключить центраторы, то за счёт сил тяжести УБТ или ЗД долото будет прижиматься к нижней стенке (рис. 6.5) и зенитный угол станет уменьшаться.

Схемы расположения шарнирных муфт при увеличении и уменьшении зенитного угла скважины показаны на рис. 6.6 а, б .

Рис. 6.5. Схема действия сил в прямой компоновке для уменьшения

зенитного угла: 1 — долото; 2 – забойный двигатель или УБТ; 3 – точка касания забойного двигателя со стенкой скважины

В последние годы увеличивается объём бурения скважин со сверхбольшими отходами, когда длина ствола скважины много больше глубины скважины по вертикали (L Н). Их проводку можно осуществлять лишь роторным способом. Для управления направлением ствола таких скважин были разработаны так называемые роторные управляемые системы (РУС), позволяющие по команде с поверхности или по программе изменять азимут и зенитный угол, а так же осуществлять проводку прямолинейного ствола скважины. Искривление ствола скважины достигается за счёт выдвигаемых из корпуса РУС опор, создающих отклоняющую силу на долоте, (система «Толкания долота»), или за счёт искривления вала в нижней части РУС (система «Позиционирования долота»).

Рис. 6.6 а. Схема шарнирной компоновки для увеличения зенитного угла

Рис. 6.6 б. Схема шарнирной компоновки для уменьшения зенитного угла

Центраторы различных типов применяются для центрирования нижнего направляющего участка буриль­ной колонны в стволе скважины и предупреждения самопро­извольного его искривления.

Все типы центраторов работают на принципе отжатия бурильной колонны от стенки скважи­ны. К ним предъявляется ряд требований, основные из кото­рых следующие: надлежащее центрирование колонны; доста­точная площадь контакта со стенками скважины при бурении в любых породах, исключающая механическое внедрение центрирующих элементов в стенки скважины; хорошая про­ходимость по стволу; высокая износостойкость, хорошая ди­намическая балансировка (для вращающихся центраторов), исключающая биение и вибрации и др.

Рис. 6.7. Центраторы с неизменяемой геометрией центрирующих элементов

На рисунке 6.7 показаны центрато­ры с неизменяемой геометрией цен­трирующих элементов: а и б — цен­траторы с приваренными планками, расположенными параллельно оси; в — планки армированы твердым сплавом; г — центратор со спираль­ными планками, армированными твердым сплавом. Для всех этих конструкций характерна простота изготовления. Однако их диаметры меньше номинального диаметра до­лота на 3-5 мм, что обеспечивает прохождение их по стволу скважи­ны, но отрицательно сказывается на эффективности управления искрив­лением.

Основное условие эффективного управления траекторией долота — обеспечение минимального зазора (либо полное исключение его) меж­ду наружным диаметром центратора и стенкой скважины. Необходимо исключить либо значительно умень­шить износ рабочих элементов во время спускоподъемных операций и добиться полноразмерности центраторов в процессе работы долота. В значительной мере этим требованиям отвечают центраторы с изменяемой геометрией центрирующих эле­ментов (рис. 6.8).

Рис. 6.8. Центратор гидавлико-механический с изменяемой геометрией центрирующих элементов

1 – переводник; 2 – верхний корпус; 3 – втулка; 4 – конус; 5 – плашка; 6 – нижний корпус;

7 – поршень; 8 – цилиндр; 9, 10 – уплотнения; 11 – болт; 12 – отверстие для соединения внутренней полости центратора с полостью цилиндра; 13 — башмак

Рис. 6.9. Центробежный центратор

Калибратор-центратор наддолотный центробежный (КЦНЦ), предназначен для установки на валу забойного двигателя и состоит из корпуса 1, обоймы 2 и выдвигаемых плашек 3. Между корпусом 1 и обоймой 2 в кольцевой проточке размещены плашки 3, которые за счет центробежной силы при вращении вала забойного двигателя выдвигаются из окон, профрезированных в обойме 2, контактируя со стенкой скважины.

Принцип работы КЦНЦ основан на отжатии инструмента от стенки скважины с усилием, равным центробежной силе, возникающей при вращении выдвижных элементов (плашек) центратора вокруг его оси. Центробежная сила Fцможет достигать 500 — 2000 Н и регулируется изменением массы т и числа плашек:

, (6.2)

где ω 2 — угловая скорость вращения; R — радиус скважины.

Выдвинутые плашки устройства при вращении снимают неровности стенки скважины, калибруя ее. КЦНЦ значительно снижает интенсивность падения зенитного угла при бурении без отклонителя, в связи с чем он может быть рекомендован в качестве стабилизаторов при проводке наклонно прямолинейных участков скважины.

За рубежом в последние годы появились отклоняющие устройства с изменяемым углом изгиба кривого переводника до 1,5° и управляемым с поверхности углом установки отклонителя в любом азимуте. Управление и контроль визуально осуществляются с пульта оператором.

Заменить замки и муфты на горизонтальном участке на разработанные нами конструкции, уменьшающие сопротивление при движении по нижней стенке скважины, и турбулизирующие поток с целью поднятия шлама в область высоких скоростей потока жидкости.

Рис. 7.7. Замок-Центратор-Турбулизатор

Таблица 6.1.Техническая характеристика агрегатов РТБ

Шифр агрегата Диаметр скважины, мм Диаметр долота, мм Кол-во турбобуров Тип турбобура Мощность забойная при ρ=1,2, л.с. Q, л/с Габариты, мм Масса, т
длина диаметр грузов
РТБ-394 190,5 Т12МЗБ 6 5/8» 6,4
РТБ-445 215,9 Т12МЗБ 7 1/2» 6,9
РТБ-590 Т12МЗБ-8» 10,5
РТБ-1020 Т12РТ-9» 13,2
РТБ-2080 32,4
РТБ-2600 490, 620 38,3
РТБ-2860 38,3

Агрегаты РТБ – изготовитель Кунгурский машиностроительный завод

Таблица 6.2. Размеры и энергетические параметры турбинных отклонителей

Параметры и тип отклонителя ТО172 ТО2-195 ТО2-240 ШО1-195
Диаметр, мм
Длина, м 10,7 10,1 10,2 4,6
Масса, кг
Длина направляющей секции, м 2,02 2,35 2,48
Частота вращения вала, об/мин
Вращающий момент Н∙м
Расход жидкости, л/с
Перепад давления при Nmax, МПа 3,8 3,3 4,1

Таблица 6.3. Характеристика электробуров

Тип электробура Nном, кВт Мном, Н·м n, об/мин Uном, В Iном, А Dнар, мм L, м Масса, кН
Э250/10
Э250/8 13,2
Э215/10 12,2
Э215/8 12,2
Э170/10 12,1 17,3
Э170/8 11,2 15,2

Таблица 6.4. КНБК для уменьшения зенитного угла

Зенитный угол, град. Д215,9МЗГВ; ЗТСШ195ТЛ Д215,9СГН; ЗТСШ195ТЛ Д215,9-Э185-8
i град/100 м R, м i град/100 м R, м i град/100 м R, м
3,5 3,3 7,5
3,2 6,5
2,8 2,6 5,5
2,5 2,2 4,5
2,2 1,8 3,6
1,8 1,5 2,75
1,5 1,1 1,8
1,2 0,7 0,75

Таблица 6.5. Техническая характеристика серийных ВЗД

Показатель Д1-54 Д1-88 Д1-127 Д1-172 Д2-195 Д1-240
Диаметр долота, мм 59-76 98-120 140-159 190,5-216 216-245 270-295
Расход жидкости, л/с 1-2,5 4,5-7 15-20 25-35 25-35 35-50
Частота вращения, об/мин 180-370 160-300 130-170 90-115 90-115 70-130
Вращающий момент, Н·м 70-110 530-610 2200-3000 5200-7000 5200-7000 10000-14000
Перепад давления, МПа 4,5-5,5 5,8-7 6,5-8,7 4,3-6,7 4,3-6,7 6-8
Макс. диаметр, мм
Длина, мм
Кинематическое отношение 5:6 5:6 9:10 9:10 9:10 7:8

Таблица 6.6. Двигатели-отклонители для горизонтального бурения

Параметры ДГ-60 ДО-88 ДГ-95 ДГ1-95 ДГ-96 ДГ-108 Д-108 ДГ-127
Диаметр, мм
Длина верхней секции, мм
Длина нижней секции, мм
Диаметр долота, мм 120,6 139,7-151 120-151 139,7-151
Расход, л/с 1-2 5-7 6-10 6-10 6-10 6-12 6-12 15-20
Частота вращения, об/мин 120-200 170-280 80-160 80-160 200-250
Перепад давления, МПа 4,5-5,5 5,8-7 4,5-6 4,5-6 4,5-6 3,5-5,5 3,5-5,5 5,5-8,5
Угол перекоса, град. 1,5 3,5

Таблица 6.7. Серия двигателей-отклонителей ДГ

Источник