Забойные компоновки для измерения направления бурения ствола скважин

Забойные  компоновки для измерения  направления бурения  ствола скважин. 
 

Перспектива. 

     За последние 20 лет средние российские запасы новых нефтяных и газовых месторождений уменьшились в 4 раза, доля крупных месторождений среди вновь открытых снизилась с 15 до 10%, значительно ухудшились коллекторские свойства продуктивных горизонтов и качественный состав насыщающих их флюидов. 
     В большинстве регионов ресурсы нефти и газа до глубины 2500-3000 метров уже разведаны и многие из них давно эксплуатируются. Высокая выработанность запасов является неизбежным следствием обводненности углеводородной продукции и снижением дебитов скважин. Именно поэтому применение традиционных для нас технологий не только снижает конкурентоспособность отечественной экономики, но и лишает будущие поколения воспользоваться запасами этого ценнейшего сырья. 
     Не только слепо копировать новейшие мировые достижения в технике и технологии бурения, но и создавать собственные высокоэффективные технические и технологические решения - вот ключ к преодолению проблем российской нефтедобычи. 
     Проблема наращивания дебита скважин в условиях падающей добычи остро стоит для большинства нефтедобывающих стран мира. Именно поэтому арсенал применяемых техники и технологий повышения нефтеотдачи пластов и ввода в эксплуатацию остаточных запасов нефти постоянно совершенствуется. 

      Компоновки низа бурильной колонны с забойным двигателем.    Компоновки с забойным двигателем являются универсальными и применяются во всех участках направленных и горизонтальных скважин. Они используются для отклонения от вертикали и набора зенитного угла, бурения участков стабилизации зенитного угла и обеспечивают точное управление траекторией скважины. Проектирование компоновки с забойным двигателем будет зависеть от целей спуска компоновки. Как в случае с роторными компоновками, характеристика компоновки с забойным двигателем также изменяется с помощью кривых переводников и изогнутых корпусов. Некоторые компоновки с забойным двигателем проектируются с возможностью вращения, а другие без вращения. Вращаемые компоновки называются "компоновки, включающие забойный двигатель с регулируемым углом перекоса", так как они допускают попеременно вращение и ориентирование для точного направления скважины по намеченной траектории.

      Компоновка с забойным двигателем. Забойные двигатели могут использоваться не только для изменения угла и направления ствола, но также для бурения прямых интервалов (вертикальных или наклонных) направленной скважины.

  Когда забойный двигатель применяют для сохранения угла, ребра лопастного стабилизатора могут быть приварены на нижнюю часть его корпуса, а стабилизатор установлен сразу над ним. Для ограничения трения и передачи осевой нагрузки на долото бурильную колонну иногда медленно вращают, чтобы бурение велось в прямом уже созданном направлении. В этом случае ни кривой корпус забойного двигателя, ни кривой переводник не используются. 

  Особые  проблемы в направленном бурении. Бурить направленные скважины труднее, чем вертикальные. Почти все обычные операции при бурении усложняются, когда скважины бурят под утлом. При подъеме и спуске бурильной колонны требуется большая мощность, необходимо большее усилие на роторе для преодоления силы трения; буровой раствор и гидравлическая система требуют более внимательного отношения; прихваты труб и поломки оборудования становятся более типичными, обсадные колонны труднее спускать и цементировать. 

  Желоб в резком перегибе ствола скважины. Многие проблемы могут быть исключены благодаря особому вниманию к интенсивности набора кривизны.

  В идеале угол наклона должен увеличиваться  или уменьшаться постепенно: обычно 6V100 м; максимально в безопасном пределе до 15°/100 м. Однако изменение угла наклона от 6 до 15° автоматически нельзя считать безопасным. Темп изменения угла наклона должен соблюдаться на всем искривляемом интервале. Если 1° угла искривления добавляется каждые 10 м и при этом не изменяется азимут ствола, вероятно, не будет проблемы при следующем долблении. Но если этот угол добавляют каждые 5 м проходки и искривление 10° достигается в интервале 100 м, то это значит, что первые 50 м пройдены с темпом искривления 20°/100 м (10×100:50 = 20).

  Создание  желобов в резко искривленных интервалах ствола  скважины является серьезным осложнением.

Когда анализируются инклинометрические данные, должны  

 

 

Рис.  10.11. Принцип действия жест-        
кой забойной компоновки                             

быть  учтены как вертикальные, так и  горизонтальные изменения траектории ствола. Если набор кривизны произведен плавно от 8 до 12V25 м, то темп набора угла составляет 1,7°/10 м. Но если в это же время азимутальное направление скважины изменено на 25°,  то  желобообразующии фактор

становится  почти 2,5°/10 м (или более 20°/100 м), а  ствол имеет вид спирали или  штопора.

  В верхней части сильно искривленных скважин могут образоваться желоба в форме замочной скважины (рис. 10.12). Вес бурильной колонны под сильно искривленным участком ствола создает боковое усилие со стороны труб на стенку скважины, в результате чего в этом месте вырабатывается желоб небольшого диаметра, через который трудно проходит инструмент и утяжеленные бурильные трубы. Когда бурильная колонна поднимается или спускается, ее может заклинить в этой замочной скважине и для извлечения потребуется провести длительные дорогостоящие операции. Если ствол скважины обсажен, то колонна может быть протерта, пока будет буриться нижняя часть ствола. По этим причинам безопаснее набирать кривизну быстро в нижних интервалах ствола, чем в верхних.

  Влияние геологических факторов. Иногда проходимые породы имеют тенденцию отклонять долото. Управление его направлением становится более трудным при бурении через слоистые породы, которые залегают не горизонтально.

  Когда угол падения пород (угол между плоскостью напластования и горизонтальной плоскостью) меньше 45°, долото стремится отклониться в сторону восстания пласта или принять положение, перпендикулярное напластованию (рис. 10.13). Если угол падения больше 45°, то долото имеет тенденцию бурить вниз по падению пласта, или стремится принять положение, параллельное напластованию (рис. 10.14). Иногда скважину планируют, используя эти тенденции долота. В других случаях для предотвращения влияния пород необходимо использовать жесткие забойные компоновки.

  Долото  также имеет тенденцию отклоняться горизонтально параллельно наклонному напластованию из-за разной прочности проходимых пород. Этот эффект называют "блужданием" (отклонением). Даже там, где напластование горизонтальное, вращаемое вправо долото имеет тенденцию двигаться вправо в искривленной скважине ("уход" долота).

  "Блуждание"  и "уход" долота труднее контролировать, чем изменения вертикального  направления, потому что они  не могут быть скорректированы  простым изменением вращения  или нагружения забойной компоновки.

  Если  жесткая компоновка не обеспечивает контроль за "блужданием" или "уходом" долота, обычно требуется отклоняющий инструмент. В большинстве случаев, однако, бурильщик может предвидеть влияние геологических факторов 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

   

Рис. 10.13. Искривление скважины под влиянием пластов, залегающих под углом менее 45°

Рис. 10.14. Искривление скважины под влиянием пластов, залегающих под углом более 45°

или уход’ долота и компенсировать это  проводкой скважины, например, в точке начала искривления выбрать направление, которое отличается от показанного на плане (обычно влево) и использовать "уход" долота для проводки ствола к цели. 

            Расчет  забойных   компоновок   предусматривает:

а)  проверку на прочность;

  б)  оценку возможности прохождения через обсадную ко 
лонну (кондуктор);

в)  определение возможности запуска забойного двигателя. 
Для реализации проектного  радиуса искривления  ствола

направленной  скважины необходимо прежде всего выбрать  геометрические параметры забойной компоновки. Радиус кривизны, получаемый компоновкой определенных геометрических размеров, с достаточной для практики точностью определяется по формуле

R = (Ц + I2)/2sin(a + Р);

где Ll — длина нижнего плеча компоновки, включая долото и нижнее плечо отклонителя; L2 —длина верхнего плеча отклонителя  (от точки  искривления оси  переводника  до   его

верхнего  торца); а — угол перекоса валов турбинного отклонителя или резьб кривого переводника;

Du D2 — диаметр соответственно долота и отклонителя.

  Однако  геометрические размеры и углы перекоса компоновок должны не только соответствовать проектным радиусам искривления ствола скважины, но и обеспечивать свое прохождение через обсаженные участки ствола.  

  Для того чтобы установить размеры компоновок, при которых напряжения, возникающие в ее элементах при прохождении обсадных колонн, были меньше предела текучести, необходимо выполнить проверочный расчет.

  Оценка  возможности прохождения компоновки внутри обсадной колонны обусловливает  продвижение компоновки только под  действием собственного веса. В противном  случае после прохождения обсадной колонны в компоновке могут появиться остаточные деформации и ожидаемый эффект от ее работы ухудшится или вовсе будет сведен на нет.

  Кроме того, величина отклоняющей силы, действующей  на долото, может полностью затормозить  вал турбобура, и турбобур на забое не запустится.

Рис. 10.19. Расчетная схема компоновок  (первый случай)

Рис. 10.20. Расчетная схема компоновок  (второй случай)

Рис. 10.21. Расчетная схема компоновок третий случай

I2 — момент инерции поперечного сечения плеча О А; Д — момент инерции поперечного сечения турбобура.  

  Вывод.

     Опыт ориентированного искривления скважин показывает, что повышение точности определения угловых перемещений бурильной колонны под действием реактивного момента необходимо для повышения качества проводки наклонно направленных скважин. Установление закономерностей изменения мощности или момента на преодоление сил трения долота о буровой раствор и стенку ствола, а также ее фрезерование в зависимости от основных факторов позволят технологически обоснованно проектировать рациональные режимы бурения, выбирать для их осуществления забойные двигатели, способные повысить эффективность бурения скважин особенно на больших глубинах.

     Заключение.

      Для любой новой технологии или ее усовершенствования все сложности преодолеваются в ходе её широкого применения. Имеются проблемы с существующей в настоящее время технологией забуривания нового ствола (например, отклоняющие клинья ориентируются неточно или проворачиваются после установки). Существуют также проблемы с вырезанием окна в обсадной колонне и вытеснением цемента при установке цементных мостов. Эти проблемы приводят к перерасходу средств и времени. Затраты времени и средств на забуривание нового ствола по существующей технологии составляют примерно 10-20% общих затрат на строительство скважины. Необходима надежная недорогая технология забуривания нового ствола, включающая вырезание окна и забуривание нового ствола. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Министерство  образования и науки РФ

ФГАОУ ВПО

Северо-Восточный  федеральный университет