В результате применения одной из технологий бурения созданная горизонтальная скважина должна быть отклонена от оси, по которой проходит на определенном уровне глубины вертикальная скважина. Это позволяет препятствовать попаданию скважины в слои нефти, поскольку она должна располагаться параллельно слою залегания нефти.

Бурение в большей степени относится к нефтяной отрасли, чем к другим отраслям промышленного хозяйства. Технология бурения предполагает перед началом выполнения работ проведение исследования грунта. Обязательно оформляется документальное разрешение, позволяющее проведение подземных работ.

Бурить горизонтальные скважины, являющиеся разновидностью наклонных, можно тремя различными методами, связанными со следующими видами способов бурения, включая:

• направленный;
• сервисный инсталляционный;
• внутриразломный направленный.

Сервисный инсталляционный способ зачастую связан с осуществлением прокладки внутренних подземных коммуникаций, а при внутриразломном способе – в залежах угля, что может быть связано с газоотводом.

Особенности технологии

По причине сниженной продуктивности устаревших скважин нефтегазодобывающие компании занимаются наращиванием объемов производства путем усиленной эксплуатации разработанных нефтяных месторождений.

Эффективный метод увеличения притока добычи сырья основан на технологии ГНБ, связанной с горизонтальным бурением.

Этот метод связан с увеличением площади поступления в ствол нефти либо газа. Обычно в результате ГНБ происходит образование скважин, имеющих горизонтальные участки, что представляет собой один из способов бурения, которое называется наклонно-направленным.

Существует несколько аспектов, позволяющих сгладить влияние технологии бурения горизонтальных скважин на окружающую среду. К производственно-техническим способам относится бестраншейное строительство в местах установки высоковольтных ЛЭП, в местах расположения плотных жилищных застроек или трасс.

Использование для бурения горизонтальных скважин высокотехнологичного бурового комплекса в значительной степени способно сокращать рабочие сроки. При этом не требуется привлечения значительного количества техники или рабочей силы. Не требуется производить процесс водопонижения, если грунтовые воды расположены на более высоком уровне.

С позиций финансово-экономического аспекта при сокращении сроков выполнения работ уменьшается сметная стоимость при строительстве трубопровода. Экономичность при использовании агрегатов позволяет минимизировать все энергозатраты. Важным является и социально-экологический аспект, связанный с минимизацией оказания негативного воздействия на условия проживания людей.

Вернуться к оглавлению

Возможные ситуации

Метод не только позволяет повысить объемы добычи нефти с месторождений, которые уже находились долгое время в эксплуатации. Одновременно он связан с началом промышленной разработки участков, ранее считавшихся малоэффективными, или участков с низкой рентабельностью либо с полным ее отсутствием. Пользоваться данным методом целесообразно в нескольких типах ситуаций, предполагающих:

1. Поломку бура.
2. Труднодоступные по причине сложного рельефа либо близости водоемов к добыче нефти места.
3. Разработку месторождений на океаническом или морском дне.

Если при бурении скважин сломался бур, что может произойти по причине ведения проходки в очень крепких породах, то зачастую его уже невозможно вытащить из пласта. Обойти данную ситуацию, то есть заклинивание бура, позволяет бурение ствола под углом к первоначальному направлению.

В определенных ситуациях вертикальный способ проходки заменяется горизонтальным по причине сложности рельефа местности, близости месторождения к водоему и т.п.

При горизонтальном бурении можно этим методом наиболее комфортно добраться до необходимого пласта, подобрав удобное место для начала работ.

Если месторождение находится на дне моря или океана, то процесс бурения связан с наименьшими затратами. При необходимости монтажа специальной морской платформы процесс строительства и дальнейшей эксплуатации потребует значительных расходов. Аналогичная ситуация может возникнуть и при возведении нефте- и газохранилищ под землей.

Вернуться к оглавлению

Особенности выбора

Процесс ГНБ, что расшифровывается как горизонтальное направленное бурение, связан с внедрением новых технологий, позволяющих делать скважины, имеющие большое отклонение от оси по вертикали. Данные возможности являются очень ценными, так как расположение слоев с содержанием нефти чаще является горизонтальным. Горизонтальные скважины обладают высокой производительностью, если их сравнивать с вертикальными скважинами, сделанными в одних и тех же слоях, содержащих нефть.

Осуществляют проходку в слоях в установленном технологическом режиме бурения, что характерно для ГНБ. При этом весь процесс должен сочетаться с четко поставленными условиями работы установки, то есть устройства, разрушающего забой горизонтальной скважины. Показателями эффективности разрушения являются следующие:

1. Нагрузка на устройство (долото), связанная с осевым давлением.
2. Число оборотов при вращении долота.
3. Уровень качества глины в слоях и ее количество.
4. Способ подачи инструмента для забоя и др.

Если принять во внимание комплекс всех факторов, характерный для режима процесса бурения, то можно выявить способ бурения, который является наиболее эффективным. При этом выполнение условий работы обычно соответствует . Поэтому соблюдение оптимальных условий технологии режима бурения сочетается с ростом показателей эффективности проходки в результате горизонтального бурения.

Точка бурения может находиться по отношению к слоям с содержанием нефти зачастую на определенном расстоянии, составляющем несколько километров, поэтому результат будет связан с положительным эффектом. Вертикальный же способ бурения способен нанести значительный урон экологической чистоте в местах нахождения месторождений, поэтому метод создания скважин горизонтальных является оптимальным.

Преимуществом ГНБ является сохранение существующего экологического баланса и природного ландшафта. Процесс бурения не связан с техногенным воздействием на ландшафт, что не наносит вреда существующей флоре и фауне. Происходит минимизация отрицательного воздействия на условия жизни населения той зоны, где производится бурение нефтеносных слоев.

Вернуться к оглавлению

Подготовительные работы

Проводить процесс бурения горизонтальных скважин на нефть или газ, а также прочие виды полезных ископаемых можно с применением установки по глубокому . С этой целью осуществляется составление геолого-технического наряда, режимно-технической карты. Процесс выполнения работ определяет технологический регламент.

Основные этапы процесса бурения включают следующие виды операций:

1. Укладка и сборка инструментов для бурения.
2. Проведение спуско-подъемных операций с использованием автоматики.
3. Ориентированное бурение.
4. Создание бурового раствора.
5. Операции по утяжелению и химической обработке бурового раствора.
6. Герметизация устья горизонтальных скважин.
7. Глушение газоводонефтепроявлений.
8. Подготовка сделанных скважин к геофизическим исследованиям.
9. Подготовка горизонтальной скважины к приему испытателя пластов.
10. Использование креноотборочных снарядов с целью отбора крена.
11. Освоение горизонтальной скважины.
12. Транспортировка комплексных буровых машин.

В ходе выполнения каждого этапа осуществляется дополнительный контроль над свойствами приготовленного раствора при тщательном анализе системы очистки раствора. Для устьев скважин должны быть предусмотрены противовыбросовые установки, что позволит уменьшить отрицательный результат от возможных аварий при бурении.

Уровень технического состояния подземного и наземного оборудования для бурения должен подвергаться своевременному оперативному контролю. Для проверки правильности протекания всех процессов используются контрольно-измерительные приборы в исправном состоянии, а также автоматы и предохранительные устройства.

Все осложнения в ходе бурения должны быть ликвидированы. После подготовки скважины должны осуществляться работы, связанные с испытанием пластов. После каждого бурения все использованное оборудование должно подвергаться обязательному профилактическому ремонту, монтажу и демонтажу.

Горизонтальными называются такие скважины, которые вскрывают продуктивный пласт на интервале не менее чем вдвое превышающем толщину пласта. Такие скважины позволяют увеличить дебит нефти или газа, и что более существенно, повысить коэффициент отдачи пласта. Следует отметить, что наибольший эффект может быть получен при бурении не единичных, а нескольких горизонтальных скважин, увязанных в общую систему разработки месторождения. Это позволяет получить параллельно‑струйную фильтрацию флюида в пласте вместо радиальной, имеющей место при эксплуатации вертикальной скважины. В последнем случае в пласте образуются нейтральные зоны («ромашки», целики) нетронутой нефтенасыщенности. Снижение дебита скважины при радиальной фильтрации можно объяснить тем, что по мере приближения флюида к скважине площадь сечения, через которую проходит поток, непрерывно уменьшается, следовательно, соответственно должна увеличиваться скорость его движения. Кроме того, увеличивается объем движущейся смеси в связи с выделением из нефти растворенного газа и его расширением вследствие понижения давления вблизи скважины. По этим причинам гидравлические сопротивления движению жидкости, создаваемые пористой средой, возрастают. Как следствие, при установившемся радиальном потоке большая часть напора и энергии будет затрачена на преодоление сопротивлений непосредственно около скважины. Как показывают теоретические расчеты, даже для негазированной жидкости скорость потока непосредственно у самой скважины будет в 100 раз больше, чем на расстоянии 10 м от нее.

При параллельно‑струйной фильтрации влияние этого фактора существенно снижается, и по расчетам при толщине пласта 10 м и длине горизонтального ствола 100‑150 м приток нефти увеличится не менее, чем в 3 раза по сравнению с вертикальной скважиной. В реальной практике в отдельных случаях имеет место стократное увеличение дебита скважины, но в среднем коэффициент увеличения дебита равен трем.

Благодаря горизонтальным скважинам текущий коэффициент нефтеотдачи по зарубежным месторождениям за 5 лет повысился на 30 %. Конечная нефтеотдача по расчетам специалистов может повыситься на 10‑20 %.

По мнению многих исследователей, бурение горизонтальных скважин наиболее эффективно в продуктивных пластах, сложенных трещиноватыми карбонатными породами. Естественные трещины в пласте располагаются, как правило, вертикально, и при пересечении их горизонтальным стволом существенно увеличивается объем дренирования, а следовательно, и дебит.

Такие скважины имеют существенное преимущество при добыче нефти из оторочек нефтегазовых залежей. В этом случае снижается отрицательное влияние конусов газа и воды при эксплуатации скважин (менее вероятен прорыв газа и меньше обводненность продукции).

Практически только с помощью горизонтальных скважин возможна добыча нефти и газа из низкопроницаемых и карбонатных с высокой неоднородностью коллекторов, тяжелых и высоковязких нефтей, залежей с высокой степенью выработанности. В то же время прогнозные запасы углеводородного сырья в таких месторождениях в России составляют около 25 млрд. т.

С экономической точки зрения при бурении горизонтальных скважин происходит увеличение объемов бурения по каждой скважине за счет удлинения ствола, повышается расход материалов и инструмента, усложняется технология, требуются дополнительные затраты средств на отклонители, системы их ориентации, специальные забойные двигатели и др. К буровым растворам предъявляются более высокие требования, в результате чего их стоимость существенно возрастает. Значительно усложняются геофизические работы. Велика вероятность осложнений, особенно в горизонтальном стволе. Все это приводит к тому, что продолжительность бурения горизонтальной скважины в ряде случаев возрастает в 1,5‑2 раза, а себестоимость 1 метра‑ в 1,3‑1,8 раза, причем на начальной стадии при освоении новых технологий, и более. Однако в ряде случаев стоимости 1 м вертикальных и горизонтальных скважин сравнялись.

Вместе с тем, за счет снижения общего числа горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными (в ряде случаев в 10 раз ), затраты на их эксплуатацию, обустройство промыслов, т.е. общие расходы по разработке месторождений, в некоторых случаях могут быть снижены до 5 раз. В результате удельные капитальные вложения на 1 т добываемой нефти снижаются в 1,5‑2 раза.

Бурение горизонтальных скважин имеет значительное преимущество и с экологической точки зрения. Это связано с тем, что сокращается общее количество скважин и сохраняется возможность бурения с кустовых площадок, в результате уменьшается:

· отчуждение земель;

· загрязнение поверхностных вод нефтепродуктами и химреагентами;

· объем сооружаемых инженерных коммуникаций (дороги, ЛЭП, водо‑ и нефтепроводы);

· поступление в водоносные и продуктивные горизонты различных примесей;

· объем отходов;

· воздействие на окружающую среду при работах, связанных с интенсификацией притока флюида в скважину (кислотные обработки, гидроразрыв пласта, термическое воздействие).

Таким образом, применение горизонтальных скважин при добыче углеводородного сырья позволяет:

· повысить дебит скважин за счет увеличения поверхности фильтрации и зоны дренирования;

· снизить общее количество скважин;

· создать оптимальную систему разработки месторождения;

· повысить степень извлечения углеводородов за счет создания более интенсивных перетоков флюида, особенно в сложнопостроенных залежах;

· снизить обводненность нефти;

· восстановить, а в ряде случаев и повысить продуктивность месторождений, находящихся на поздней стадии разработки;

· существенно повысить степень активного воздействия на пласт с целью интенсификации притока флюида;

· повысить эффективность нагнетательных скважин с целью поддержания пластового давления;

· снизить затраты средств на природоохранные мероприятия;

· снизить удельные капитальные вложения на тонну добываемой нефти.

К числу некоторых недостатков горизонтальных скважин следует отнести:

· увеличение общего метража бурения по отдельной скважине;

· повышение себестоимости метра скважины;

· эффективность (дебит) горизонтального ствола в несколько раз меньше, чем вертикального такой же длины;

· в процессе эксплуатации дебит горизонтальной скважины снижается более интенсивно, чем вертикальной, однако накопленная добыча в течение 4‑6 лет повышается на мене, чем в 2 раза .

9 БУРЕНИЕ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ

ГЛАВА И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

9.1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ

СКВАЖИН

Вскрытие продуктивной толщи направленными, в том числе горизонтальными и разветвленно-горизонтальными скважинами, позволяет следующее:

повысить продуктивность скважины за счет увеличения площади фильтрации;

продлить период безводной эксплуатации скважин; увеличить степень извлечения углеводородов на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки;

повысить эффективность закачки агентов в пласты; вовлечь в разработку пласты с низкими коллекторскими свойствами и с высоковязкой нефтью;

освоить труднодоступные нефтегазовые месторождения, в том числе морские;

улучшить технологию подземных хранилищ газа.

Направленной будем называть такую скважину, которую пробурили вдоль запроектированной пространственной трассы и попали в заданную цель, а ее забой и фильтровая зона не только располагаются в заданной области горных пород, но и ориентированы в соответствии с проектом относительно простирания пласта.

Кроме совершенствования технологии разработки нефтяных и газовых месторождений направленные скважины эффективны во многих других случаях:

при бурении в обход осложненных зон горных пород; при бурении под недоступные или занятые различными объектами участки земной поверхности;

при глушении открытых фонтанов;

при вскрытии крутопадающих пластов и т.д.

Частными случаями направленной скважины являются вертикальная и горизонтальная.

Горизонтальная скважина - это скважина, которая имеет достаточно протяженную фильтровую зону, соизмеримую по длине с вертикальной частью ствола, пробуренную преимущественно вдоль напластования между кровлей и подошвой нефтяной или газовой залежи в определенном азимутальном направлении. Основное преимущество горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными состоит в увеличении дебита в 2-10 раз за счет расширения области дренирования и увеличения фильтрационной поверхности.

Первоочередными объектами использования направленных скважин являются:

морские месторождения углеводородов;

месторождения на территории с ограниченной возможностью ведения буровых работ;

залежи высоковязких нефтей при естественном режиме фильтрации; низкопроницаемые, неоднородные пласты-коллекторы малой мощности; карбонатные коллекторы с вертикальной трещиноватостью; переслаивающиеся залежи нефти и газа; залежи на поздней стадии разработки.

Основной недостаток направленных скважин - их сравнительно высокая стоимость. В начале 1980-х годов стоимость горизонтальной скважины превышала стоимость вертикальной скважины в 6 - 8 раз. В конце 1980-х годов это соотношение понизилось до 2 - 3 раз. По мере накопления опыта бурения в конкретном районе стоимость направленных скважин уменьшается и может приблизиться к стоимости вертикальных скважин. С позиций добычи нефти и газа экономически целесообразно, если извлекаемые запасы из направленной скважины во столько раз больше, во сколько раз дороже направленная скважина по сравнению с вертикальной, причем это количество нефти должно быть добыто в более короткие сроки.

9.2. ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

НАПР АВЛЕННЫ Х СКВАЖИН

Направленное бурение используется широко и разнообразно. Проект на каждую скважину составляют применительно к конкретной ситуации. Расположение глубинной цели (например, коллектора), поверхностный ландшафт, экологические условия, геологические и технические препятствия, характеристика проходимых пород, потенциальные возможности оборудования - все это играет роль при создании проекта на сооружение направленной скважины.

Направленная скважина представляет собой сложное подземное сооружение, включающее вертикальную или наклонную выработку в глубь земной коры, переходящую в горную выработку любой направленности в продуктивной зоне горных пород, крепь в виде обсадных колонн и цементных оболочек, фильтр в зоне разрабатываемого нефтяного или газового пласта.

Сконструировать направленную скважину значит выбрать элементы ее конструкции такими, чтобы достичь глубинной цели и при этом обеспечить безаварийную проходку ствола, его крепление обсадными колоннами и тампонажным материалом, надежную гидродинамическую связь с продуктивным горизонтом, длительную безаварийную эксплуатацию.

Проект на сооружение направленной скважины включает все разделы стандартного проекта: геологическое и технико-технологическое обоснование координат места заложения и глубинной цели, конструкцию скважины и фильтра, поверхностное оборудование и бурильный инструмент, режимы бурения различных интервалов, технологию вскрытия продуктивных горизонтов и заканчивания скважины. Обсудим особенности проектирования направленных скважин.

ВЫБОР КОНФИГУРАЦИИ (ТРАССЫ)

НАПР АВЛЕНН ОЙ СКВАЖИНЫ

Конфигурация ствола скважины обусловливается многими причинами, главные из которых следующие:

одиночная скважина или куст скважин сооружается в данном месте; наличие препятствий для заложения устья над забоем скважины; расположение фильтра (вертикально, наклонно или горизонтально). Конфигурация ствола скважины должна обеспечить: высокое качество скважины как эксплуатационного объекта; минимальные нагрузки на буровое оборудование при спускоподъемных операциях;

свободное прохождение по стволу скважины приборов и устройств; надежную работу внутрискважинного оборудования; возможность применения методов одновременной эксплуатации нескольких горизонтов в многопластовых залежах;

минимальные затраты на сооружение скважины.

При кустовом бурении профиль направленных скважин должен обеспечить заданную сетку разработки месторождения и экономически рациональное число скважин в кусте.

Проектирование конфигурации направленной скважины заключается в выборе типа и вида профиля, в определении необходимых параметров: глубины и отклонения ствола скважины от вертикали; длины вертикального участка;

значений предельных радиусов кривизны и зенитных углов ствола скважины в интервале установки и работы внутрискважинного оборудования и на проектной глубине.

Конфигурацию направленной скважины выбирают с учетом:

назначения скважины;

геологических и технологических особенностей проводки ствола;

установленных ограничений на зенитный угол ствола скважины в интервале установки и работы внутрискважинного оборудования, связанных с его конструктивными особенностями и условиями работы;

установленных ограничений на угол наклона ствола скважины на проектной глубине.

Профили направленных скважин, как правило, подразделяют на три основных типа (рис. 9.1):

1 - тангенциальные скважины;

2 - S-образные скважины;

3 - J-образные скважины.

Скважины типа 1 отклоняют вблизи поверхности до угла, соответствующего техническим условиям, затем продолжают проходку до проектной глубины, сохраняя неизменным угол наклона. Такой тип часто применяют для скважин умеренной глубины в простых геологических условиях, когда не используют промежуточные колонны. В более глубокой скважине, когда требуется большое смещение, промежуточная обсадная колонна может быть установлена внутри интервала искривления или за ним, а необсажен-ный ствол бурят под неизменным углом наклона до проектной глубины. Тангенциальный профиль обеспечивает максимальное отклонение ствола скважины от вертикали при минимальном зенитном угле, поэтому его предпочитают применять в случае кустового бурения.

Тип 2 скважин предусматривает после бурения вертикального участка ствола отклонение забоя до некоторого зенитного угла, по достижении которого скважину бурят при постоянном угле наклона, а затем отклонение уменьшают до полного восстановления вертикального положения ствола. Промежуточная колонна может быть установлена в интервале второго отклонения, после чего скважину добуривают вертикальным стволом; S-образный профиль используют там, где наличие газовых зон, соленой воды и другие геологические факторы требуют использования промежуточных обсадных колонн. Этот тип иногда используют для бурения направленной скважины в целях глушения другой, фонтанирующей, скважины. Он также

рационален, когда необходимо развести забои скважин при бурении их с одной платформы (например, при бурении в открытом море).

Тип 3 скважин предполагает отклонение забоя от вертикали на значительно больших глубинах, чем типы 1 и 2. Угол наклона ствола постоянно растет, пока не достигнута проектная глубина или продуктивный пласт. Как правило, этот тип скважин используют для бурения на пласты, расположенные под солевыми куполами, для кустового бурения, а также вскрытия глубоко залегающих объектов. К J-образным можно отнести также горизонтальные скважины.

Приведем несколько примеров применения направленных скважин различных типов.

Направленное бурение делает возможным добычу нефти из пластов, расположенных под морским дном на большом удалении от берега. Для эффективной разработки большинства морских нефтяных и газовых месторождений необходимо пробурить много скважин. Однако стоимость эксплуатационных платформ в открытом море намного больше стоимости добытой нефти или газа из одиночной скважины. Метод направленного бурения позволяет бурить много скважин с одной платформы в разные точки коллектора, располагая забои скважин по оптимальной сетке (рис.

9.2, скв. А). Для этого случая наиболее предпочтителен 2-й тип скважин.

Многие месторождения под дном открытого моря достаточно близки к берегу и могут быть достигнуты с суши направленными скважинами (см. рис. 9.2, скв. В). Однако в этом случае применимы скважины не только 2-го, но и 1-го типа.

Использование направленных скважин для глушения открытого вы-

Рнс. 9.2. Направленные скважины при бурении на море и для глушения открытых неуправляемых фонтанов

броса стало обычным (см. рис. 9.2, скв. С). Специальная разгрузочная скважина выполняет свою функцию даже тогда, когда ее забой находится на некотором расстоянии от ствола фонтанирующей скважины; эта технология допускает расстояние между забоями до 3,5 м.

Большое число направленных скважин пробурено на пласты, недосягаемые вертикальными скважинами с поверхности из-за таких препятствий, как холмы, озера, крупные строения (рис. 9.3, скв. А). Другие скважины пробурены в обход геологических препятствий. Так, скв. В была пробурена в солевом куполе, зацементирована и перенаправлена в нефтеносный пласт под куполом.

Бурение стволов скважин через соль осложнено их размывом, ухудшением свойств бурового раствора, потерей циркуляции. Эти осложнения настолько тяжелые, что часто приходится бурить в обход соляного купола (см. рис. 9.3, скв. С), чтобы избежать осложнений как внутри солевых отложений, так и над ними. Отметим, что скв. А пробурена по 1-му типу, а скв. В и С - по 3-му типу скважин.

Бурение через разлом лучше осуществлять под прямым углом к плоскости сдвига (скв. D), однако возникает опасность осложнений при прохождении разлома, которые можно исключить проходкой скважины под ним (скв. Е).

Другие случаи (рис. 9.4) включают эксплуатацию многопластовой залежи одиночной скважиной (А), выпрямление самопроизвольно отклонившейся скважины (В), обход прихваченного в скважине инструмента (С). Скважина, пробуренная в газовую шапку нефтяной залежи, может быть частично затампонирована (D) и отклонена в нефтеносную зону для того,

Рис. 9.4. Направленные и многозабойные скважины, в том числе с исправленными траекториями

чтобы сохранить выталкивающую энергию газа. Суммарная продуктивность может быть максимизирована посредством бурения горизонтального дренажного ствола (Е), чтобы эксплуатировать залежь равномерно. Также можно вовлечь большую площадь в эксплуатацию одиночной скважиной (F).

ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКЦИЙ

СТВОЛА НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ

Приняв во внимание информацию о типе скважины, ее назначении, глубине вертикальной части ствола, горизонтальном расстоянии до цели, специалист по направленному бурению использует компьютер для построения горизонтальных и вертикальных проекций, демонстрируя, как можно пробурить скважину с наименьшими затратами при соблюдении правил безопасности и сохранении окружающей среды. Среди других факторов, которые учитываются при окончательном выборе конфигурации скважины, основными являются:

1) состав проходимых пород;

2) подъемные, вращательные и гидравлические мощности буровой установки;

3) тип бурового раствора и конструкция скважины;

4) размеры ствола;

5) потенциальные возможности оборудования.

На рис. 9.5 показан план ствола скважины по 1-му типу. На плане изо-

Рис. 9.5. Плановые проекции наклонно направленной скважины:

а - вертикальная; б - горизонтальная

бражены две проекции ствола: вертикальная и горизонтальная. Вертикальную проекцию вычерчивают на плоскости, проходящей через устье и точку, обозначающую глубинную цель. Отклонение забоя - это горизонтальное расстояние от ротора до глубинной цели. Его вычерчивают в масштабе глубины. На рис. 9.5 отклонение составляет 900 м, а истинная вертикальная глубина (TVD) - 3000 м; измеренная глубина (MD) - длина ствола скважины - 3100 м. Значение MD всегда больше значения TVD, причем разность между ними зависит от угла наклона, скорости набора кривизны и выполаживания, незапланированных отклонений.

Вид в плане показывает расположение проекции скважины на горизонтальной плоскости с истинным направлением севера (географического) вверх листа. В прямоугольной системе координат горизонтальное направление ствола скважины указывают числом градусов на восток или запад по отношению к северу или к югу. Рассматриваемая скважина имеет ствол, направленный к юго-востоку под углом 20°45". Это обозначается следующим образом: S20°45"E. Направление скважины можно также обозначить азимутом - числом градусов по часовой стрелке от севера (север - 0, юг - 180, восток - 90, запад - 270). Азимут скважины 159°15". На горизонтальном плане также показывают в масштабе величину отклонения, при этом горизонтальный масштаб может отличаться от вертикального (в данном случае горизонтальный масштаб больше вертикального в 2 раза).

Скважина, изображенная на рис. 9.5, бурится вертикально до глубины 600 м, после чего ее забой отклоняют до конечного угла 20°45" на юго-восток (точка начала отклонения обозначается аббревиатурой КОР - kick-off point). Этот угол отклонения набирают на длине 300 м в интервале 600 - 900 м и достигают его конечного значения 22°30" на глубине 900 м. Среднюю скорость набора кривизны можно определить по формуле

10 (конечный угол - начальный угол)/(конечная MD -начальная MD).

Для данной скважины 10(22,5 - 0,0)/(900-600) = 0,8°/10 м.

Дуга окружности, по сравнению с другими формами профиля, позволяет достичь минимального сопротивления участка скважины движению труб при одинаковом изменении ее зенитного угла на данном участке, поэтому целесообразно все искривленные участки профиля направленной скважины проектировать в виде дуги окружности. При этом длину каждого участка профиля, а также вертикальную и горизонтальную проекции, можно подсчитать по формулам, приведенным в табл. 9.1.

Направленные скважины, которые бурят по 2-му типу профиля, имеют следующие технологические недостатки:

требуется увеличенный интервал бурения с отклонителем, что ухудшает технико-экономические показатели;

интервал уменьшения зенитного угла реализуется за счет фрезерования стенки скважины боковой поверхностью долота, что сокращает ресурс его работы;

при подъеме бурильной колонны из скважины возникают большие нагрузки на талевую систему;

значительные суммарные углы охвата и изменение знака кривизны профиля приводят к появлению прижимающих усилий, способствующих желобообразованию и изнашиванию обсадных колонн.

Расчеты показывают, что нагрузка при подъеме колонны бурильных труб из скважины в случае бурения по 2-му типу скважин на 35 % выше, чем при бурении по 3-му типу, и на 20 % выше, чем при бурении по 1-му типу скважин.

Применение 1-го и 3-го типов направленных скважин взамен 2-го позволяет на практике:

уменьшить суммарный угол охвата и связанные с ним нагрузки на буровое оборудование;

минимизировать длину участка начального искривления;

Таблица 9.1

Формулы для расчета проекций и длин участков профиля скважины

осуществить проходку скважин с большими отклонениями от вертикали;

наиболее полно использовать вес бурильной колонны для создания осевой нагрузки на долото.

К сожалению, 1-й и 3-й типы направленных скважин требуют более сложной технологии для проходки ствола по сравнению со скважинами 2-го типа.

ВЫБОР ЭЛЕМЕНТОВ КОНСТРУКЦИИ

НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ

Геометрические размеры обсадных колонн, глубины их спуска, наличие цементной оболочки за ними определяют так же, как и для вертикальных скважин, исходя из геологической и промысловой характеристик конкретной площади. Однако выбор элементов конструкции направленной скважины должен включать дополнительно: а) выбор рациональной глубины вертикального участка ствола; б) выбор допустимой величины выхода ствола направленной скважин из-под башмака предыдущей обсадной колонны; в) выбор конструкции фильтра (для горизонтальных скважин).

При сооружении направленных скважин с большим отклонением забоя от вертикали при глубине залегания продуктивного горизонта, соизмеримой с величиной отклонения, проектировщик сталкивается с необходимостью выполнения противоречивых требований. Для обеспечения эффективной нагрузки на долото глубина вертикальной части ствола скважины должна быть по возможности больше, но при этом зенитный угол достигает больших значений. В то же время, чтобы сократить число рейсов с применением отклонителя и обеспечить проектное отклонение, необходимо начинать искривление ствола как можно ближе к устью. Но тогда возникает необходимость спуска кондуктора в ствол, искривленный до 70°. В связи с этим приходится решать вопрос о технической оптимизации глубины вертикального участка ствола скважины.

Как правило, под кондуктор бурят вертикальный ствол, если коэффициент отклонения, равный отношению горизонтального смещения забоя к длине вертикального участка скважины, не более 0,7. Выбор глубины спуска первой технической колонны необходимо увязывать не только с геологическими условиями разреза и степенью осложненности условий бурения, но и с конфигурацией направленной скважины, определяющей возможность спуска обсадной колонны на заданную глубину в необсаженном наклонном стволе с учетом действующих на нее сил сопротивления.

ОСОБЕННОСТИ ПРОФИЛЕЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Профиль горизонтальной скважины состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющего и горизонтального участков ствола. Под направляющим участком ствола будем понимать его участок от устья до точки с заданными координатами на кровле и непосредственно в самом продуктивном пласте. Назначение направляющей части горизонтальной скважины заключается в выведении скважины под определенным углом в точку продуктивного пласта с заданными координатами.

При расчете профиля этой части горизонтальной скважины кроме проектной глубины и отклонения забоя от вертикали необходимо задавать значение зенитного угла на проектной глубине. Методика расчета направляющей части профиля горизонтальной скважины основана на решении системы уравнений проекций участков профиля на вертикальную и горизонтальную плоскости. Вертикальную и горизонтальную проекции, а также длину каждого участка профиля можно определить, используя приведенные выше формулы (см. табл. 9.1).

По радиусу кривизны ствола различают три типа профиля горизонтальной скважины: с большим, средним, коротким (ультракоротким) радиусом.

Горизонтальные скважины с большим радиусом кривизны (>190 м) могут быть сооружены при кустовом бурении на суше и море, а также при бурении одиночных скважин со значительной протяженностью горизонтального участка (600-1500 м). Для таких скважин используются стандартная техника и технология направленного бурения, позволяющая создать максимальную интенсивность искривления (0,7 - 2° на 10 м проходки).

Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны (60-190 м) применяют как при бурении одиночных скважин, так и для восстановления эксплуатационной характеристики действующих скважин. Максимальная интенсивность искривления таких скважин 3-10° на 10 м при длине горизонтального участка 450 - 900 м. Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны позволяют точнее попадать в глубинную цель, что особенно важно для вскрытия нефтяных и газовых пластов малой мощности.

Горизонтальные скважины с малым радиусом искривления (10 - 60 м) обеспечивают наибольшую точность попадания в глубинную цель. Интенсивность искривления составляют 0 - 25° на 1 м проходки при длине горизонтального участка 90 - 250 м.

С уменьшением радиуса кривизны ухудшаются условия работы бурильных труб, затрудняется прохождение в ствол забойных двигателей, геофизических приборов и обсадных труб, поэтому даже при бурении скважин со средним радиусом кривизны в компоновку низа бурильной колонны включают специальные трубы и укороченный двигатель. Проводка скважин с коротким и ультракоротким (<10 м) радиусом кривизны невозможна без специальных труб и инструмента.

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. Проектирование горизонтальной скважины целесообразно начинать с определения протяженности, формы и направления горизонтального участка ствола. Эти характеристики скважины зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, его мощности и литологии, прочности пород и устойчивости разреза. В продуктивных пластах небольшой мощности (5-15 м) при глубине их залегания до 2000 м рекомендуется вписывать горизонтальный участок ствола в среднюю часть пласта по траектории, параллельной кровле и подошве. Низкопроницаемые пласты значительной мощности с преимущественно вертикальной трещиноватостью целесообразно разбуривать параллельными горизонтальными стволами. Если продуктивный пласт имеет небольшую мощность и неоднородную структуру, когда продуктивные зоны чередуются с непродуктивными прослойками, причем сведения о таком «слоеном пироге» недостаточно точные, то такие пласты рекомендуется вскрывать волнообразным стволом.

В условиях слоисто-неоднородных пластов небольшой толщины, расчлененных непроницаемыми прослойками, рекомендуется продуктивную часть разреза пересекать полого-наклонным стволом от ее кровли до подошвы. В этом случае гарантируется вскрытие всех продуктивных пластов и пропластков.

Скважины с горизонтальным участком протяженностью более 500 м планируют с большим радиусом кривизны, чтобы минимизировать силы сопротивления бурильной колонне и обеспечить достаточную нагрузку на долото.

Скважины с коротким и ультракоротким радиусами кривизны используют для проектирования профиля дополнительного ствола, бурение которого производится через окно, вырезанное в обсадной колонне, а также для вскрытия горизонтальным стволом пластов малой мощности.

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТРАЕКТОРИИ

НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

Профиль направленной скважины должен удовлетворять скоростному и качественному сооружению скважины при обязательном достижении поставленной цели. При этом следует иметь в виду применение трех основных типов профилей, описанных выше:

1) тангенциальный, состоящий из трех участков - вертикального, набора зенитного угла и наклонного прямолинейного;

2) S-образный, состоящий из пяти участков - вертикального, набора зенитного угла, наклонного прямолинейного, уменьшения зенитного угла и вертикального;

3) J-образный, состоящий из двух участков - вертикального и набора зенитного угла.

Любые другие профили скважин являются либо промежуточными, либо комбинацией упомянутых трех типов.

Расчет профиля указанных типов сводится к определению зенитного угла ствола скважины, длин вертикальных и горизонтальных проекций профиля, радиуса кривизны участков набора и уменьшения зенитного угла.

При проектировании любого профиля направленной скважины необходимо располагать следующими исходными данными:

глубина проектного забоя;

отклонение проектного забоя от вертикали, проходящей через устье скважины;

азимут цели по отношению к устью;

конструкция скважины с поинтервальным указанием диаметров ствола и глубин спуска обсадных колонн.

Первый (вертикальный) интервал для 1-го и 2-го типов профилей должен быть по возможности коротким, что позволяет свести к минимуму затраты времени на ориентированный спуск бурильной колонны; для 3-го типа профиля длина вертикального участка должна быть максимальной, что позволяет минимизировать длину второго участка и тем самым сократить время работы в скважине с отклоняющими устройствами.

Наиболее целесообразно начинать искривление скважины (КОР) и заканчивать его в устойчивых сравнительно твердых породах, причем траектория набора и уменьшения кривизны должна соответствовать окружности определенного радиуса. Это позволит свести к минимуму опасность образования желобов и силы трения при спускоподъемных операциях.

Интервалы набора и уменьшения кривизны ствола скважины должны быть по возможности минимальными, чтобы обеспечить минимальные затраты времени на их проходку. С этих позиций радиус искривления ствола должен быть как можно меньше, однако его значение часто ограничено снизу следующими требованиями:

при спуске и подъеме бурильного инструмента в нем не должны возникать запредельные напряжения;

обсадные колонны должны быть спущены в скважину и зацементированы без осложнений;

должны быть обеспечены спуск и нормальная работа как в открытом стволе, так и в обсадной колонне глубинных приборов и погружного оборудования.

РАСЧЕТ ЭЛЕМЕНТОВ ТРАЕКТОРИИ НАПР АВЛЕННЫ Х СКВАЖИН

Для профиля 1-го типа (рис. 9.6) необходимое значение максимального зенитного угла находят по формуле

I"R(R - A) + H>/h 2 + A 2 - 2AR

cos a = i=-=-=-=,

(R - A) 2 + H 2

где R - радиус искривления 2-го участка ствола, м; А - смещение забоя от вертикали, м; Н - интервал глубин по вертикали 2-го и 3-го участков ствола скважины, м.

Длину 2-го и 3-го участков, их вертикальных и горизонтальных проекций определяют по формулам, приведенным в табл. 9.2.

При расчете профиля 2-го типа (рис. 9.7) сначала устанавливают длину 5-го вертикального участка. Если проектируется нефтяная или газовая скважина на многопластовую залежь, то длина этого участка ствола должна быть не менее общей мощности залежи плюс 5-10 % от нее. Указанная величина превышения длины 5-го участка над мощностью залежи обусловлена часто возникающей необходимостью корректировки положения забоя в пространстве в конце 4-го участка ствола.

Необходимый зенитный угол 3-го участка ствола определяют из следующей формулы:

|R0H(R0 - A^[(H2) 2 - A(2R0 - A)] sin a = J=-=-=-^,

A(2R0 - A)

где R 0 = R 1 + R 2 ; H = H0 - Нв - H3.

Длину участков профилей, их горизонтальных и вертикальных проекций определяют с помощью формул, приведенных в табл. 9.3.

При расчете профиля 3-го типа (рис. 9.8), когда известны глубина скважины, длина 1-го вертикального участка и отклонение забоя от вертикали, определяют радиус искривления 2-го участка. Кроме того, может быть задан угол с продуктивным пластом (угол между осью ствола скважи-

Рис. 9.6. Вертикальная проекция направленной скважины тангенциального (1-го) типа

ны и плоскостью напластования). Тогда зенитный угол в месте входа в пласт

а = 90 - у - р,

где у - угол встречи скважины с пластом; р - угол падения пласта.

Формулы для расчета профиля 1-го типа (см. рис. 9.6)

Таблица 9.2

Кроме того, cos а = 1 - A/R.

Длину вертикальной части ствола скважины можно при необходимости корректировать, изменяя угол входа скважины в пласт.

Рис. 9.8. Вертикальная проекция направленной скважины J-образного (3-го) типа

Для расчета длин участков, вертикальных и горизонтальных проекций ствола скважины используют формулы, приведенные в табл. 9.4.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАДИУСА ИСКРИВЛЕНИЯ ПРИ НАБОРЕ КРИВИЗНЫ СКВАЖИНЫ

Как указывалось выше, радиус искривления направленной скважины должен быть по возможности минимальным, чтобы сократить до предела интервал, в котором необходимо работать с отклоняющим инструментом и навигационными приборами. Однако при этом должны быть соблюдены следующие основные ограничения.

1. Интенсивность искривления в обычном случае не должна превышать 1,5°/10 м проходки.

2. В любом интервале бурения должна обеспечиваться достаточная осевая нагрузка на долото.

3. Должно быть исключено образование желобов в искривленных интервалах ствола скважины. Это условие может быть количественно оценено величиной давления замков на стенки ствола скважины:

R > 12P/Q,

где P - осевое усилие, действующее на бурильные трубы; Q - допустимое нормальное усилие со стороны бурильного замка на стенку скважины; 12 - средняя длина половины бурильной свечи.

Для разрезов, сложенных мягкими породами, значение Q можно принимать равным 10 кН, для разрезов, сложенных породами средней твердости - 20 - 30 кН, для пород твердых и крепких - 40 - 50 кН.

4. Бурильная колонна при любых работах в скважине не должна испытывать напряжения, превышающие предел текучести материала бурильных труб ст т:

R > dE/(2а т),

где d - наружный диаметр бурильных труб; E - модуль Юнга.

5. При спуске забойного двигателя через искривленные участки ствола скважины напряжения, возникающие в корпусе забойного двигателя, не должны превышать предела текучести его материала:

R > 0,25L 2 ,

где Lj, d t - соответственно длина и наружный диаметр забойного двигателя; D - диаметр долота; K - зазор, выбираемый на основании геологических условий (K = 0 для твердых пород, K = 0,003^0,006 м для мягких и средних).

При спуске обсадных колонн трубы не должны испытывать напряжения, превышающие предел текучести их материала. Это требование обеспечивается при условии

R > Е,^ т /(2ст т),

где Е к, ст т - соответственно модуль Юнга и предел текучести материала обсадных труб; d^_ - наружный диаметр обсадной колонны.

6. В эксплуатационную колонну должны свободно спускаться и располагаться без деформаций глубинные приборы, погружное оборудование и устройства для ремонта и эксплуатации скважин.

Для обеспечения этого требования необходимо соблюдать следующее условие:

R > L 2 /,

где L - длина спускаемого в колонну погружного устройства; d в - внутренний диаметр эксплуатационной колонны; d H - диаметр спускаемого в колонну погружного устройства; k - зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом спускаемого в колонну погружного устройства (в большинстве случаев можно принять k = 0,0015^0,003 м).

Выбранный на основании приведенных выше ограничений радиус искривления ствола скважины увеличивают на 5-10 % из-за ожидаемых ошибок реализации проектного решения. Значение радиуса искривления корректируют на основании сравнения осевого усилия, возникающего при подъеме бурильной колонны из искривленной скважины, с допустимым его значением для данной бурильной колонны и буровой установки.

Профиль направленной скважины строят следующим образом.

Чтобы построить горизонтальную проекцию, сначала наносят точку, обозначающую устье скважины, затем с помощью транспортира из этой точки проводят луч в направлении проектного азимута и откладывают на нем в принятом масштабе отрезок, равный длине отклонения забоя от вертикали, проходящей через устьевую точку. Из конца этого отрезка, обозначающего проектный забой скважины, в том же масштабе проводят окружность, ограничивающую допуск на отклонение забоя от проектной цели. Из устьевой точки проводят две касательные к построенной окружности (границы возможного отклонения фактической траектории ствола от проектной).

На этом же листе миллиметровой бумаги строят вертикальную проекцию скважины в прямоугольной системе координат. На вертикальной оси от начала координат вниз в масштабе, принятом для вертикальной проекции, откладывают отрезок, равный глубине наклонной скважины по вертикали. Затем наносят интервалы отдельных участков профиля, которые предварительно вычислены по приведенным выше формулам. Прямолинейные участки траектории сопрягают друг с другом дугами окружностей с расчетными радиусами искривления ствола скважины.

9.3. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ТРАЕКТОРИЮ ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ

Термин «забойная компоновка» относится к комбинации утяжеленных бурильных труб, стабилизаторов, оборудования и устройств, расположенных непосредственно над долотом. При направленном бурении, особенно роторном, в забойной компоновке используют эффекты, которые приводят к увеличению, уменьшению или стабилизации угла наклона. Забойная компоновка для роторного бурения не может применяться для управления горизонтальным направлением ствола или в точках начала изменения направления (КОР); однако специфические забойные компоновки бывают полезны для изменения угла наклона скважины, если она уже искривлена.

Все части бурильной колонны до некоторой степени гибкие. Стандартная бурильная труба очень гибкая и легко искривляется при сжатии; по этой причине верхнюю часть бурильной колонны обычно в процессе бурения поддерживают в растянутом состоянии. И даже толстостенные утяжеленные бурильные трубы (УБТ), устанавливаемые в призабойной части бурильной колонны, достаточно гибкие, чтобы изогнуться там, где они лишены боковой опоры.

Изменение забойной компоновки дает возможность бурильщику управлять величиной и направлением изгиба бурильной колонны и таким образом увеличивать, уменьшать или поддерживать угол отклонения забоя так, как это желательно.

Бурение направленных скважин большого диаметра (8-12”) обычно легче, чем бурение скважины малого диаметра. Утяжеленные и обычные бурильные трубы большего размера жестче и, следовательно, менее подвержены изгибу и закручиванию в одних и тех же проходимых породах. Они также больше весят, давая бурильщику большую возможность изменять диапазон нагрузки на долото. И хотя их большая внешняя поверхность создает большие сопротивления на контакте со стенкой ствола, этот недостаток менее значителен, чем преимущества, и поэтому их использование стало обычной практикой в направленном бурении.

ОПОРНЫЕ ЗАБОЙНЫЕ КОМПОНОВКИ

Стабилизатор, установленный непосредственно над долотом, действует как боковая опора.

В скважинах, составляющих с вертикалью 3° и более, утяжеленные бурильные трубы выше разгруженной части опираются на нижнюю часть стенки скважины, вынуждая долото прижиматься к верхней части. При этом по мере углубления ствола увеличивается угол его наклона (рис. 9.9). Такая тенденция называется опорным эффектом. Забойные компоновки, использующие опорный эффект для увеличения угла наклона ствола скважины, также называют наращивающими.

Скорость наращивания угла с опорными компоновками можно регулировать выбором соответствующего размера утяжеленных бурильных труб путем использования коротких утяжеленных труб и переводников между стабилизатором и долотом, распределением других стабилизаторов

Рис. 9.9. Опорный эффект от провисания УБТ

соответственно выше забойной части утяжеленных труб и регулированием нагрузки на долото и скорости циркуляции.

Более гибкие компоновки выше точки опоры ускоряют наращивание угла наклона ствола скважины. Утяжеленные трубы меньшего диаметра провисают и изгибаются легче, чем большего диаметра.

Увеличение нагрузки заставляет забойную компоновку изгибаться далее в направлении начального прогиба. Если применяется умеренная циркуляция, достаточная для очистки долота и стабилизаторов, то наращивание угла наклона интенсифицируется, особенно в мягких породах.

МАЯТНИК ОВАЯ КОМПОНОВКА

В гибких компоновках, поддерживаемых стабилизатором, установка одной или двух утяжеленных труб над долотом вместо наддолотного стабилизатора приводит к тому, что УБТ под стабилизатором стремятся занять вертикальное положение (рис. 9.10).

В рассматриваемой скважине гравитационные силы на долоте действуют в направлении нижней стенки ствола, создавая при бурении условия для уменьшения угла наклона ствола скважины. Этот принцип известен как эффект маятника (отвеса). Забойную компоновку, используемую для уменьшения угла отклонения от вертикали, иногда называют «падающей» компоновкой (эффект маятника также используют, чтобы сохранить вертикальный курс в местах самопроизвольного искривления ствола).

В маятниковых компоновках расстояние между стабилизатором и долотом зависит от жесткости утяжеленных труб. Если используют гибкие утяжеленные трубы меньшего диаметра, то стабилизатор желательно поместить в бурильной колонне ниже, чтобы удерживать утяжеленные трубы от чрезмерного провисания на противоположную стенку скважины. Эффект маятника аннулируется, если УБТ контактируют с нижней стороной ствола между долотом и стабилизатором.

Утяжеленные трубы малого диаметра также способствуют уменьшению нагрузки на долото, в результате чего снижается скорость бурения.

Рис. 9.10. Эффект маятника (отвеса) от провисания УБТ

Чтобы предотвратить чрезмерное провисание в сильно искривленных скважинах, стабилизаторы могут быть установлены так низко, что долото будет создавать малое усилие или вообще не будет создавать усилия на нижнюю стенку ствола. В этих случаях подкали-берный стабилизатор, установленный вблизи долота, будет способствовать постепенному уменьшению угла. Однако если все-таки угол невозможно уменьшить по желанию, то возникает необходимость подъема бурильной колонны и спуска отклоняющего устройства.

Комбинированная (жесткая) компоновка. Удваивание толщины стенки утяжеленной трубы увеличивает ее жесткость в 8 раз. Чтобы сохранить угол наклона ствола скважины, бурильщик может использовать комбинацию толстостенных утяжеленных труб по возможности большого диаметра и стабилизаторов для минимизации или ограничения искривления, т.е. компоновки, ограничивающие как эффект маятника, так и эффект опоры. Такие компоновки называют комбинированными, или жесткими (рис. 9.11).

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 к нижней части 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. Направленные скважины бурить труднее, чем вертикальные. Почти все обычные операции при бурении усложняются, когда скважины бурят под углом. 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.

Рис. 9.12. Схема образования желоба в виде замочной скважины

В идеале угол наклона должен увеличиваться или уменьшаться постепенно: обычно 6°/100 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 анализируют инклинометрические данные, следует учесть как вертикальные, так и горизонтальные изменения траектории ствола. Если набор кривизны произведен плавно от 8 до 12°/25 м, то темп набора угла составляет 1,7°/10 м. Но если в это же время азимутальное направление скважины изменено на 25°, то желобообразующий 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. 9.12). 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 быстро набирать кривизну безопаснее в нижних интервалах ствола, чем в верхних.

Влияние геологических факторов. Иногда проходимые породы имеют тенденцию отклонять долото. Его управление 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 к на-

пластованию (рис. 9.13, а). Если угол падения больше 45°, то долото имеет тенденцию бурить вниз по падению пласта, или стремится принять положение, параллельное напластованию (рис. 9.13, б). Иногда скважину планируют, используя эти тенденции долота. В других случаях для предотвращения влияния пород необходимо использовать жесткие забойные компоновки.

Долото также имеет тенденцию отклоняться в горизонтальном направлении параллельно наклонному напластованию вследствие разной прочности проходимых пород. Этот эффект называют «блужданием». 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 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.

Гидравлика. Как правило, направленное бурение наиболее эффективно при высокой скорости проходки, при которой требуются высокие давления циркуляции для очистки скважины от шлама.

Однако чтобы достичь наилучших общих результатов при наименьшей стоимости, бурильщик должен учитывать многие факторы, такие, как скорость проходки, изменение угла искривления, ожидаемый абразивный износ или прихват бурильного инструмента, регулирование давления.

Скорость проходки, например, ограничивают, когда набирают кривизну, так как нагрузка на долото совместно с давлением циркуляции должны быть ограничены, чтобы контролировать интенсивность отклонения ствола. В искривленных интервалах, особенно в стволах с большим углом наклона, шлам имеет тенденцию оседать на нижней стенке ствола. Бурильная колонна также провисает на нижнюю стенку, ухудшая очистку восходящим потоком бурового раствора. Стабилизаторы помогают частично решить проблему, удерживая бурильную колонну на некотором удалении от стенки ствола скважины.

Увеличение скорости циркуляции может заставить компоновку отклоняться слишком быстро или блуждать.

Трение. В сильно искривленных скважинах большая часть веса бурильной колонны приходится на нижнюю стенку ствола. Возникающее в результате этого трение требует большей мощности на вращение бурильной колонны и увеличивает опасность истирания замков, изнашивания и поломки труб. В мягких породах это даже может привести к образованию желоба на нижней стенке ствола.

Трение бурильной колонны о стенки ствола не может быть исключено полностью, но его можно уменьшить посредством использования нефтеэмульсионных буровых растворов.

Трение также затрудняет спуск обсадных колонн в направленные скважины. Колонна ложится на нижнюю стенку ствола, в результате чего цемент плохо распределяется по заколонному пространству. Используя безмуфтовые обсадные колонны и центраторы, можно уменьшить трение в скважинах; центраторы также улучшают распределение цемента за колонной посредством отвода ее от стенки ствола.

9.4. ЗАБОЙНЫЕ КОМПОНОВКИ

ДЛЯ БУРЕНИЯ НАПР АВЛЕННЫ Х СКВАЖИН

Наиболее предпочтительно в интервале набора кривизны ствола скважины применять укороченный забойный двигатель. В целях увеличения зенитного угла при бурении забойным двигателем используют различные компоновки низа бурильных колонн (КНБК) в соответствии с геологотехническими условиями бурения (рис. 9.14).

1) долото, забойный двигатель, переводник с перекошенными осями присоединительных резьб и утяжеленные бурильные трубы (рис. 9.14, а); угол перекоса осей присоединительных резьб переводника обычно 1,5 - 3°, длина УБТ (при коротких турбобурах) 12 - 25 м;

2) долото, секционный турбобур, секции которого соединены под углом 0,5-1,5° (рис. 9.14, б);

3) долото, наддолотный калибратор, турбинный отклонитель, УБТ (рис. 9.14, в); рекомендуется использовать отклонитель с углом перекоса 1 -2°;

4) долото, отклонитель, переводник с перекошенными осями присоединительных резьб и бурильные трубы (рис. 9.14, г); при сборке такой компоновки вогнутые стороны переводника и отклонителя должны быть обращены в одну сторону;

5) долото, турбобур, отклонитель Р-1 и бурильные трубы (рис. 9.14, Э); угол перекоса осей резьбы отклонителя, соединяющей отклонитель с турбобуром, рекомендуется принимать равным 1,5 - 3°;

6) долото, турбобур с металлической накладкой на корпусе, переводник с перекошенными осями соединительных резьб, устанавливаемый в плоскости накладки, обычные или утяжеленные трубы (рис. 9.14, е);

7) долото, турбобур с установленной на ниппеле эксцентричной металлической или резиновой накладкой и обычные или утяжеленные бурильные трубы (рис. 9.14, ж).

Различная интенсивность искривления ствола скважины достигается за счет изменения угла перекоса осей присоединительных резьб переводника и длины прямого переводника, размещаемого между долотом и отклонителем. При использовании эксцентричного ниппеля не следует устанавливать на шпинделе турбобура переводник длиной более 0,3 м.

Проектирование отклоняющих компоновок включает: выбор компоновки, расчет ее геометрических размеров и проверочный расчет. Компоновку выбирают в зависимости от геологического разреза, ожидаемого состояния ствола скважины и требований точности искривления. Компоновки 1 и 3 рекомендуется применять при бурении скважины в устойчивых геологических разрезах, где не ожидается значительное увеличение диаметра ствола. Предпочтительнее компоновка 3, так как она позволяет при одинаковой интенсивности искривления получать более высокие показатели бурения - механическую скорость и проходку на долото. Компоновки 4

Рис. 9.14. Компоновки низа бурильной колонны для искривления скважин:

а - с переводником, имеющим перекошенные оси присоединительных резьб; б - с искривленным секционным трубобуром; в - с турбинным отклонителем; г - с турбинным отклонителем и кривым переводником; д - с отклонителем; е - с накладкой и кривым переводником; ж - с эксцентричным ниппелем

Геометрические размеры компоновки низа бурильных колонн рассчитывают в зависимости от заданной интенсивности искривления скважины. При использовании компоновок 6 и 7 следует выбирать их размеры такими, чтобы можно было получать приращение угла искривления скважины не более 1° на 10 м проходки. При этом углублять скважину можно долотом, диаметр которого равен диаметру скважины.

для медленного уменьшения зенитного угла - долото, забойный двигатель и бурильные трубы;

для уменьшения зенитного угла со средней интенсивностью - долото, сбалансированная толстостенная труба в пределах диаметра забойного двигателя длиной 3 - 4 м, забойный двигатель и бурильные трубы;

для интенсивного уменьшения зенитного угла - одну из компоновок, используемых для набора кривизны (см. рис. 9.14).

долото, наддолотный калибратор, стабилизатор на корпусе турбобура, турбобур и УБТ;

долото, наддолотный калибратор, турбобур с накладкой, приваренной к его корпусу или установленной на верхний переводник шпинделя, УБТ;

долото, наддолотный калибратор, турбобур с установленным между ниппелем и корпусом шарошечным стабилизатором, УБТ.

9.5. МЕТОДЫ И УСТРОЙСТВА КОНТРОЛЯ ТРАЕКТОРИИ НАПР АВЛЕННЫ Х СКВАЖИН

Вертикальная (ненаправленная) скважина бурится при постоянном угле наклона, который поддерживается в заданных пределах, в то время как при направленном бурении угол и азимут траектории ствола должны быть определенными.

Чтобы определить изменения конфигурации ствола, проводят единичные выборочные измерения. Эти измерения часто можно совместить с непродолжительными перерывами в работе бурового станка, в течение вспомогательных операций, например, непосредственно перед подъемом бурильных труб для замены долота. Более прогрессивные системы, такие, как контролирующие инструменты или измерительные системы в процессе бурения (MWD), в конкретные моменты времени предоставляют данные о направлении ствола, которые показывают, что происходит на забое в процессе бурения.

В целом для сервисного обслуживания направленного бурения используют различные системы: от более старых простейших инструментов до новейших, постоянно действующих забойных регистраторов. Наилучшую систему для каждого конкретного случая определяет заказчик с учетом расположения площади, применяемого бурового оборудования, необходимой точности измерений.

Для определения конфигурации ствола скважины в отечественной практике чаще всего применяют приборы с плавиковой кислотой и инклинометры: первые позволяют измерять лишь зенитный угол, а вторые - зенитный угол и азимут направления ствола в точке измерения.

После окончания бурения определенного интервала или всей скважины работники каротажной партии регистрируют с помощью глубинного инклинометра изменения зенитного угла и азимута оси ствола скважины по глубине и строят инклинограмму, на основании которой вычерчивают горизонтальную проекцию ствола скважины с указанием направлений с севера на юг и с запада на восток, отклонения проекции забоя от проекции устья. Иногда на графике указывают характерные глубины резкого изменения азимута или зенитного угла, границ горизонтов и мест аварий.

Среди приборов с плавиковой кислотой наиболее распространен сбрасываемый в бурильную колонну аппарат В.А. Петросяна, принцип действия которого основан на том, что плавиковая (фтористоводородная) кислота на границе с воздухом протравливает (разъедает) стекло по периметру горизонтального мениска.

Схему действия этого прибора иллюстрирует рис. 9.15. В стальной корпус 1 с крышками помещен на осях 3 с заостренными концами полуцилиндр 5. Его центр тяжести смещен относительно оси корпуса, в результате чего при наклоне прибора полуцилиндр поворачивается на осях 3 до тех пор, пока его центр тяжести не займет низшее положение. В полуцилиндре размещается прямоугольный пенал 6 с резиновой пробкой 4, в пазы которого вставляют стеклянную пластину. В бурильной колонне прибор центрируется резиновыми кольцами 2.

Перед спуском в скважину пенал наполовину заполняют 20%-ной плавиковой кислотой и вставляют в полуцилиндр. Собранный прибор помещают в длинную желонку между двумя пружинами, служащими для амортизации толчков (рис. 9.16). В таком виде прибор сбрасывают или опускают на тросе с помощью специальной лебедки в бурильную колонну. После достижения прибором глубины измерения его необходимо оставить в покое на 10-15 мин для протравливания пластины кислотой и после этого извлечь на поверхность. В искривленной скважине пенал прибора повторит наклон оси ствола. При этом полуцилиндр повернется так, что плоскость стеклянной пластины совместится с плоскостью искривления скважины в этой точке и от горизонтального уровня кислоты на пластине про-травится след под углом к шлифованной грани пластины, равным зенитному углу скважины.

Для одновременного измерения зенитного и азимутального углов часто используют автономный забойный инклинометр - ЗИ (рис. 9.17). Прибор ЗИ имеет измерительную систему, установленную в корпусе, которая состоит из вращающейся рамки 10, на которой расположены буссоль с магнитной стрелкой 13 для измерения азимута ствола скважины в зоне измерения, отвес 8 для измерения зенитного угла и вспомогательный лимб 9 для определения положения отклонителя относительно направления искривления скважины или относительно меридиональной плоскости север - юг.

Вращающаяся рамка эксцентрична относительно оси вращения, поэтому она сама устанавливается в плоскости искривления скважины подобно тому, как это происходит с полуцилиндром в приборе Петросяна.

При спуске в скважину вся измерительная система закрепляется фиксатором 14. В момент посадки прибора на «ножи» на свинцовой печати 1 образуются отпечатки ножей, нижняя часть 4 корпуса прекращает движение, тогда как верхняя часть 7 вместе с измерительной системой продолжает спускаться, надвигаясь на цилиндрический груз 19, который телескопически соединен с обеими частями с помощью пальцев 5 и прорезей 20.

Рис. 9.15. Прибор В.А. Петросяна

Рис. 9.16. Желонка с прибором В.А. Петросяна:

1 - верхнее направление - замок; 2 - «рыбка»; 3 - пробка; 4 - прокладка; 5 - корпус; 6 - пружина; 7 - деревянные диски, между которыми размещается прибор; 8 - соединительный ниппель; 9 - труба; 10 - направляющая пробка

Рис. 9.18. Принцип действия фотографического измерительного прибора:

1 - изображение на фотографическом диске; 2 - источник света; 3 - отвес; 4 - собирающая линза; 5 - компас

При этом диск 15 садится на нажимной шток 17 и освобождает измерительную систему.

Освобожденная рамка инклинометра устанавливается в плоскости искривления скважины, а стрелки буссоли и отвеса занимают положения, соответствующие азимуту и углу наклона скважины в точке измерения.

Нажимной шток 17 имеет специальное гидравлическое реле 16, которое после определенной, заранее заданной и отрегулированной выдержки во времени устраняет нажатие диска. Как только диск 15 возвращается на свое место, фиксатор 14 закрепляет стрелки буссоли и отвеса в тех положениях, которые соответствуют азимуту и зенитному углу искривления в точке измерения. Для проверки правильности показаний инклинометра в стакан 2 можно вставить пробирку 3 с плавиковой кислотой для контрольного измерения угла искривления.

Средняя часть корпуса инклинометра заполнена маслом. Через компенсатор 6 гидростатическое давление столба промывочной жидкости передается на масло, вследствие чего происходит выравнивание давления внутри и снаружи прибора и достигается высокая герметичность сальника 18, штока и резьбовых соединений. Масло оказывает также демпфирующее влияние на стрелки буссоли и отвеса и используется для работы гидравлического реле времени.

На нижней части прибора выполнен кольцевой лимб 21, а вдоль одной из образующих корпуса нанесена глубокая риска 11. Лимбы 9, 21 и риска

11 позволяют связать отпечатки ножей на свинцовой печати с показаниями измерительной системы и провести ориентирование отклонителя.

Инклинометр спускается в бурильную колонну с помощью вспомогательной лебедки на тонком стальном канате, прикрепленном к кольцу колпака 12. Измерение длится 3 - 5 мин, если не считать времени на спуск и подъем прибора.

Подняв прибор на поверхность, снимают колпак 12 и определяют зенитный угол скважины по показанию стрелки отвеса 8, а азимут - по показанию магнитной стрелки буссоли 13.

В зарубежной практике наиболее простым считают обслуживание с помощью фотографических устройств.

Контролирующие инструменты, применявшиеся ранее, записывают информацию на забое скважины, которую затем, после подъема на поверхность, анализируют.

Фотографическое устройство доставляют в скважину и извлекают из нее одним из трех способов.

1. Оно может быть спущено в бурильную колонну и извлечено из нее с помощью троса или кабеля малого диаметра.

2. Оно может быть свободно сброшено в бурильную колонну, а затем извлечено с помощью овершота, спущенного в бурильную колонну на гибком тросе.

3. Оно может быть свободно сброшено внутрь бурильной колонны и при необходимости (например, для замены долота) извлечено из скважины вместе с поднимаемой бурильной колонной.

Простейшая магнитная установка. Простейшее магнитное устройство фотографирует маятник, подвешенный к фотографическому диску и расположенный над компасом (рис. 9.18). Вращающийся магнитный диск ориентируется на север магнитного поля Земли; маятник установлен вертикально, подобно отвесу. Электрический свет, сфокусированный на края диска со светочувствительной пленкой, освещает вертикальную сборку и компас. В искривленной скважине проекция вертикально подвешенного маятника не совпадает с центром диска компаса на фотографии.

В результате длительной работы бурильный инструмент намагничивается от магнитного поля Земли, в связи с чем расположенный в нем компас дает искаженные результаты. Чтобы получить качественные магнитные данные, магнитный инструмент должен быть расположен вблизи долота в специальных бурильных трубах, металл которых трудно намагничивается, (например, коррозионно-стойкая сталь или алюминий). Измерительная сборка должна быть расположена достаточно далеко от ближайшего магнитного металла. Длину и число немагнитных участков следует выбирать в зависимости от магнитной ситуации, угла искривления и направления скважины. Если скважина обсажена в местах измерения намагничиваемой стальной колонной, то магнитные измерения в такой скважине невозможны.

Фотографический диск должен быть помещен в камеру, периодически впускающую импульс света. Таймер, встроенный в сборку устройства, в определенные моменты времени фиксирует маятник и компас, чтобы зафиксировать информацию об их взаимном положении.

Инструментальную сборку спускают в скважину и устанавливают в немагнитной части инструмента. Таймер включает свет, который направлен мимо маятника и фиксирует его на фотографическом диске. После необходимой экспозиции диска свет выключается, и инструмент возвращается в исходное положение. На поверхности диск проявляют и читают информацию.

На рис. 9.19 показана типичная фотография. Угол скважины прямо зависит от того, как далеко от центра находится изображение маятника. В рассматриваемом примере центр изображения маятника находится в окружности, соответствующей 15° в точке 86° на восток от севера по показаниям компаса. Скважина в данной точке углубляется под углом 15°. Это магнитные данные, потому что компас реагирует на магнитный полюс Земли. Север магнитного полюса удален на несколько сотен километров от се-

верного географического полюса. Но план направленной скважины наносят на стандартные карты и схемы, базируясь на истинных сведениях, поэтому магнитные данные на диске должны быть откорректированы в географические.

Магнитное устройство для многократных измерений. Проект направленного бурения требует обстоятельного обследования скважины в определенные периоды времени, такие, например, как перед спуском обсадной колонны. Эти сервисные работы используют для построения всей траектории скважины по одиночным измерениям.

При этом применяют магнитное устройство для многократных точечных измерений.

Принцип работы многоразового устройства такой же, как и одноразового. Основное различие состоит в том, что он снабжен встроенной пленкопротяжной камерой с таймером, который автоматически экспонирует и перемещает пленку в определенных интервалах (рис. 9.20). Результаты исследований анализируют, и сервисная компания представляет их в виде графических материалов.

Гироскопический многоразовый аппарат. Обсадные колонны в скважинах, подобно обычному бурильному инструменту и трубам, намагничиваются и выводят из строя магнитный компас. Магнитные исследования становятся невозможными в обсаженных скважинах или в открытых стволах, вблизи которых находятся обсаженные скважины, например скважины, пробуренные с морских платформ. Гироскопический многоразовый прибор можно использовать для управляющих сервисных действий в обсаженных скважинах, вблизи обсаженных стволов или в спущенных в скважину бурильных трубах.

Гироскоп (рис. 9.21) представляет собой диск, установленный так, чтобы он мог быстро вращаться вокруг одной оси (АВ), но свободно менять положение около одной или обеих из двух других взаимно перпендикулярных осей (KG и ED). Инерция вращающегося диска имеет тенденцию удерживать свою ось в установленном направлении, несмотря на то, как поворачиваются другие оси.

Гирокомпас в гироскопическом многоразовом приборе представляет собой катушку компаса, шарнирно подсоединенную к гироскопу. Собст-

12 3 4 5

Рис. 9.20. Схема глубинного фотографического инструмента многократного действия:

1 - батарея; 2 - таймер; 3 - мотор; 4 - камера; 5 - линзы; 6 - шкала; 7 - жидкость; 8 - стеклянная крышка; 9 - отвес; 10 - фокусирующая линза

венно гироскоп - это массивный ротор электрического мотора, вращающийся с частотой 40 000 мин -1 . В отличие от магнитного компаса гирокомпас не подвержен влиянию магнитного поля Земли. Однако так как на гироскопы влияют вибрация и даже легкие удары, их надо опускать в бурильную колонну и извлекать из нее с помощью троса. Гироскоп должен также комплектоваться установкой времени, потому что гироскопы имеют тенденцию дрейфовать постепенно от начального отрегулированного положения. Поэтому желательно проводить измерения при спуске внутрь скважины, а не при подъеме из нее (так же, как и для магнитных приборов).

На рис. 9.22 показана компоновка рабочих частей в гироскопическом приборе. Перед тем как спустить этот прибор в скважину, направляющий визир устанавливают на известное направление (обычно это истинный север). Ротор приводят во вращение с постоянной скоростью электрическим мотором, получающим энергию от батарей или от поверхностного источника по кабелю.

Рис. 9.23. Запись на фотопленке многократных показаний гироскопа

Прибор спускают на тросе или кабеле в бурильный инструмент и устанавливают вблизи долота. Подобно магнитному многоразовому устройству, этот прибор выполняет измерения в обозначенных интервалах (рис. 9.23). Крест на каждой фотографии - это изображение маятника, показывающее угол и направление искривления. Стрелка, установленная на гироскопе, указывает направление оси вращения.

Иногда при направленном бурении требуется выполнить единичные измерения в обсаженной скважине или в открытом стволе вблизи обсаженных скважин. В этом случае вместо магнитного одноразового прибора можно использовать одноразовый гироскопический.

Обслуживание посредством забойной телеметрии. Преимущества фотографического обслуживания: его простота и низкая стоимость. Недостатки: необходимость спускать и поднимать прибор или все начинать сначала в случае, если предыдущая попытка оказалась неудачной. Чем дольше бурильный инструмент находится в скважине, тем больше опасность его прихвата. Прибор, который может в короткий срок предоставить расшифрованную информацию (показать, что происходит в момент измерения), хотя первоначально может быть дорогим, в конечном счете может уменьшить издержки производства.

Телеметрические приборы имеют измерительную глубинную сборку и монитор на поверхности, известный как считывающее устройство. Данные о направлении скважины должны быть преобразованы в электрические сигналы или в сигналы пульсаций и переданы из скважины на монитор. Одни приборы передают эти сигналы по кабелю, другие - посредством бурового промывочного раствора. На буровой площадке портативные компьютеры или микропроцессоры преобразуют поступающие данные в читаемую форму и показывают их на шкале прибора или на дисплее, иногда - в виде таблицы или графика. Круговая шкала дисплея показывает азимут от 0 до 360°.

Глубинная часть телеметрических приборов обычно включает гироскоп или магнитометр.

Кабельная телеметрическая система. Управляющий инструмент - это кабельный телеметрический прибор, который измеряет искривление и направление скважины в процессе ее углубления. Так как в нем используется кабель, управляющий инструмент можно применять только с забойным двигателем, который приводит в действие долото, когда бурильная колонна не вращается (зафиксирована).

Управляющий инструмент включает магнитометры, которые продолжительно измеряют направление скважины и ее искривление, и устройства поверхностной ориентации. Сигналы от магнитометров передаются по кабелю из скважины на поверхность в компьютер, который конвертирует сигналы и позволяет считывать данные с дисплея. Этот инструмент позволяет как выполнить измерения, так и сориентировать забойный двигатель с отклоняющим устройством для проходки скважины по плану.

Искривляющий инструмент изменяет курс скважины отводом долота в одну из сторон. Эта сторона инструмента называется «лицом». «Лицо» искривляющего инструмента поворачивают, ориентируя по направлению курса скважины.

Телеметрия посредством пульсаций бурового раствора. Другой тип телеметрической системы передает сигналы из скважины посредством бурового раствора, позволяя бурильщику получать во временной шкале направление и другие параметры скважины без кабеля, и, следовательно, в периоды работ в скважине, связанные с вращением бурильной колонны. Как и другие телеметрические системы, система пульсации бурового раствора имеет два основных блока: забойную сборку, определяющую направление и искривление, и поверхностную сборку, дисплей которой показывает эти данные. Микропроцессор и передатчики в забойной сборке конвертируют измеренные величины в серию пульсаций давлений. Положительные импульсы бурового раствора - серия увеличения давления, отрицательные - уменьшения давления. Сигналы могут быть переданы на несущей волне подобно радиосигналам. Компьютер на поверхности расшифровывает сигналы и передает их для считывания.

В отечественной практике бурения наклонно направленных скважин чаще всего применяют телеметрические системы типа СТ. Использование телеметрической системы СТЭ при электробурении позволяет непрерывно управлять траекторией скважины в пространстве. Глубинные датчики этой системы размещают в корпусах диаметрами 164 и 215 мм (СТЭ 164 и СТЭ 215).

Комплект телеметрической системы включает следующие узлы: глубинный блок телеметрической системы (БГТС), глубинное измерительное устройство (УГИ), наземный пульт телеметрической системы (ПНТС), наземное измерительное устройство (УНИ), присоединительный фильтр (ФП).

Компоновка аппаратуры СТЭ включает скважинное измерительное устройство, спускаемое в скважину, и наземное приемно-регистрирующее устройство. Герметичный контейнер с глубинной аппаратурой устанавливают над электробуром. В контейнере размещают датчики и электронные преобразователи. Информацию передают по проводному каналу связи на поверхность. В приемном устройстве сигналы, полученные с забоя, преобразуются и поступают на приборы, шкалы которых градуируют в значениях измеряемых величин.

Рис. 9.24. Схема измерительной части телеметрической системы СТ:

1, 3 - эксцентрично расположенные грузы датчиков соответственно азимута и зенитного угла; 2 - груз рамы; 4 - заданное направление; 5 - метка отклонителя; 6, 7 - реперная ось соответственно отклонителя и УГИ; 8 - метка «0» УГИ; 9 - след апсидальной плоскости; X - угол поворота бурильной колонны; р - угол установки отклонителя; ю - угол смещения (угол между меткой «0» и «лицом» отклонителя); ф - проектный азимут скважины

Телеметрическая система СТЭ рассчитана на работу при гидростатическом давлении до 80 МПа и температуре окружающей среды до 100 °С. Пределы измерений параметров забойных данных: угол наклона 0-110°, азимут 0 - 360°.

Датчики измерения глубинных параметров скважины размещены в контейнере, который закреплен в корпусе. В контейнере размещены датчики для измерения азимута, угла установки отклонителя и зенитного угла (рис. 9.24). Принцип действия датчика азимута (ДА) основан на применении магнитного чувствительного элемента в виде стержня, устанавливающегося по направлению магнитного меридиана. Чувствительный элемент связан с ротором синусно-косинусного вращающегося трансформатора (СКВТ), работающего в режиме фазовращателя. Компас датчика азимута имеет груз 1 для приведения прибора в горизонтальное положение.

Принцип действия датчика наклона (ДН) основан на применении эксцентричного груза 3, центр тяжести которого всегда находится на вертикали, проходящей через ось груза. С осью груза 3 связан ротор СКВТ, преобразующий угол поворота в фазу выходного сигнала, пропорционального зенитному углу скважины. Одному градусу механического поворота ротора соответствует изменение фазы выходного сигнала на 6°.

Принцип действия датчика положения отклонителя (ДПО) основан на повороте рамки с эксцентричным грузом 2 и укрепленными на ней датчиками ДА и ДН. Груз 2 стабилизирует рамку в апсидальной плоскости. Статор ДПО жестко связан с электронным блоком и немагнитным корпусом телеметрической системы. Угол поворота рамки преобразуется трансформатором в фазу выходного сигнала. Одному градусу поворота соответствует изменение фазы выходного сигнала на 1°.

Пятидесятипериодные сигналы, передаваемые датчиками ДН, ДПО и ДА, имеют различную фазу (от 0 до 360°) и в зависимости от изменений измеряемого параметра поступают в глубинный передающий блок. Последний осуществляет последовательный опрос во времени глубинных датчиков, формирует суммарный широтно-импульсный модулированный сигнал и передает его в токоподвод электробура.

На базе телеметрической системы СТЭ разработаны телеметрические системы типа СТТ, предназначенные для использования при бурении с гидравлическими забойными двигателями (турбобурами и винтовыми забойными двигателями). Телеметрические системы типа СТТ выпускаются диаметрами 172, 190 и 215 мм. Разрабатываются телеметрические системы меньших диаметров, что существенно расширит возможности применения указанных систем в горизонтальном и многозабойном бурении. Связь глубинной аппаратуры с наземной осуществляется по проводному каналу связи сбросового типа, выполненному в виде стандартного каротажного кабеля, который снабжен контактными разъемами. Возможны два варианта спуска линии связи: через уплотнение вертлюга с использованием узла ввода кабеля в вертлюг и через специальное устройство для ввода кабеля (УВК) в составе бурильной колонны.

Глубинное измерительное устройство размещают непосредственно над отклонителем или над отрезком УБТ, устанавливаемым для регулирования интенсивности изменения пространственного положения скважины. Внутри измерительного устройства в герметичном контейнере размещены датчики для измерения азимута, зенитного угла и угла установки отклонителя, а также электронные преобразователи для частотного модулирования полученных сигналов и передачи их на поверхность в виде времяимпульсной информации. Информация передается на поверхность по кабельному каналу связи, сбрасываемому через герметизирующее устройство вертлюга. В ходе наращивания инструмента контактный стержень извлекают на поверхность и при дальнейшем бурении ориентирование инструмента повторяют заново.

Наземное оборудование телеметрической системы СТТ включает при-емно-регистрирующее устройство, в котором сигналы дешифруют и регистрируют с помощью записывающей аппаратуры. Предварительно в глубинном контейнере сигнал информации усиливается и через глубинный фильтр верхних частот и наземный присоединительный фильтр вводится в наземный пульт телеметрической системы.

Принцип действия скважинных датчиков и наземной аппаратуры в телеметрических системах для турбинного бурения и для бурения с применением электробуров аналогичен.

В процессе бурения скважины телеметрические системы обеспечивают:

ориентирование отклоняющих устройств в заданном азимуте с учетом угла закручивания бурильной колонны при забуривании наклонного или горизонтального ствола скважины;

определение угла закручивания бурильной колонны от реактивного момента забойного двигателя;

постоянный (периодический) визуальный контроль зенитного угла, азимута и положения отклонителя по приборам наземного пульта, а также запись указанных параметров в процессе бурения.

Контроль траектории ствола скважины осуществляется путем непрерывного измерения азимута, зенитного угла и положения отклонителя.

9.6. ОСОБЕННОСТИ БУРЕНИЯ И НАВИГАЦИИ

ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Как уже отмечалось, горизонтальные скважины являются частным случаем наклонно направленных скважин. В последние несколько лет в мире было пробурено большое число горизонтальных скважин. Основная задача горизонтальных скважин - увеличение поверхности контакта с коллектором и, таким образом, повышение их производительности. Аналогичную задачу решают для нагнетательных скважин.

Следует понимать, что любая скважина, которой пересекают пласт вдоль напластования, может называться горизонтальной, в то время, когда вертикальные скважины бурят перпендикулярно к напластованию, а наклонные - под углом к напластованию. Таким образом, скважины, вскрывающие вертикально расположенные пласты вертикальным стволом, являются горизонтальными. Для горизонтальной скважины ее продуктивность не столько зависит от мощности пласта, сколько от длины фильтровой зоны скважины. В настоящее время возможно бурение горизонтальных участков скважины длиной более 1000 м. Горизонтальный участок может вскрыть как однопластовую, так и многопластовую залежь в виде лестницы или путем последующего гидроразрыва в вертикальном направлении.

Утверждение о том, что бурить горизонтальные скважины всегда целесообразно и выгодно, - неверное. Так, в гомогенном пласте большой мощности без газовой шапки и подстилающей воды при низкой вертикальной и высокой горизонтальной проницаемости фильтровую часть скважины лучше бурить наклонно или даже вертикально. Аналогичен подход к вскрытию скважиной многопластовой или тонкослоистой толщи, а также зоны с естественной системой равномерной трещиноватости. Очевидно, что крутопадающий пласт надо вскрывать вертикальной или наклонной скважиной. Часто многопластовую залежь вскрывают многозабойными горизонтальными скважинами. Такие скважины предпочтительнее бурить в пласте с высокой вертикальной проницаемостью или при наличии подошвенной воды. Таким образом, выбору горизонтальной скважины должен предшествовать анализ геологической ситуации.

Горизонтальные скважины эффективно используют в следующих случаях: в трещиноватых коллекторах с их помощью лучше дренируют нефтяные пласты; в коллекторе с подошвенной водой или с газовой шапкой горизонтальные скважины используют, чтобы уменьшить опасность обводнения или прорыва пластового газа в скважину; в низкопроницаемых коллекторах горизонтальные скважины лучше дренируют пласт, что позволяет сократить число скважин; в высокопроницаемых газовых коллекторах горизонтальные скважины позволяют уменьшить скорость движения газа и сократить потери пластовой энергии на турбулентное трение; для увеличения нефтеотдачи термическим воздействием, так как создается возможность существенно повысить приемистость по теплоносителю.

Рассмотрим некоторые практические особенности бурения горизонтальных скважин по сравнению с наклонными.

1. Опасность прихвата и обрыва колонн:

в горизонтальных скважинах опасность прихвата и обрыва бурильных труб меньше, так как искривление скважины происходит в нижней части разреза, который характеризуется, как правило, сравнительно устойчивыми породами;

желобообразование имеет место в перегибах ствола, когда бурильная колонна находится в растянутом состоянии, но в горизонтальных скважинах обычно большая часть колонны при бурении сжата и не вырабатывает желоб в одном и том же месте;

обычно техническая колонна спускается перед разбуриванием продуктивной зоны пласта, что уменьшает опасность прихвата в горизонтальной скважине.

2. Трение:

горизонтальные скважины характеризуются высоким уровнем трения бурильных колонн о стенки скважины, особенно на ее горизонтальном участке;

трение усиливается с увеличением протяженности горизонтального участка, так как нагрузка на долото в этом случае обычно создается почти всем весом бурильной колонны;

не последнюю роль играет качество бурового промывочного раствора, прежде всего его смазывающая способность.

3. В отличие от наклонной скважины забойная компоновка при бурении горизонтального стола следующая:

долото - забойный двигатель - стабилизатор - MWD - немагнитная УБТ - толстостенные бурильные трубы - ясс - толстостенная бурильная труба - тонкостенные бурильные трубы до устья.

Важнейшая задача при горизонтальном бурении - не допустить скручивания бурильных колонн, поэтому на горизонтальных участках стремятся как можно меньше использовать УБТ и тем самым уменьшать сопротивление трению. Лучшее правило: компоновка должна быть по возможности простой.

В зарубежной практике в составе бурильных колонн при горизонтальном бурении применяют один или два ясса, причем верхний ясс срабатывает как вверх, так и вниз, а нижний должен срабатывать только вверх во избежание его срабатывания в процессе бурения. Надо избегать спуска ясса в искривленные части скважины. Иногда ясс не применяют вообще.

4. Фактическая вертикальная глубина скважины. При бурении горизонтальной скважины большая ответственность ложится на исполнителей работы при определении глубины скважины по вертикали по данным меры бурового инструмента. Незначительная ошибка в глубине может оказаться роковой, так как исключается вхождение долота в пласт в заданной точке. А это приведет к ошибке в размещении фильтровой части скважины в пласте (например, разместят фильтр в водоносной или в газоносной части нефтесодержащего пласта).

5. Контроль траектории скважины. Бурение горизонтального участка будет медленным или даже невозможным, если некачественно пробурена направляющая часть ствола. Здесь не допустимы ошибки в навигации.

При бурении непосредственно горизонтальной части скважины ответственность за правильную навигацию повышается, хотя управление траекторией по показаниям инклинометра и магнитометра или гироскопа становится неэффективным. На первый план может выступить контроль за параметрами проходимого пласта (проницаемость, нефтенасыщенность, фа-циальный состав, пористость, водонасыщенность, термодинамические параметры). Контроль этих параметров осуществляют системы LWD (каротаж во время бурения).

6. Горизонтальный участок сопоставим с направляющим участком как по длине, так и по продолжительности бурения.

7. Буровые промывочные и тампонажные растворы должны обладать седиментационной устойчивостью, так как существует опасность осаждения на нижней стенке скважины шлама и тяжелых компонентов раствора, что осложнит бурение и крепление горизонтальной скважины.

8. Нагрузка на долото. При бурении горизонтального участка скважины нагрузка на долото создается не нижней, а верхней частью бурильной колонны, причем определить ее по индикатору веса затруднительно. В связи с этим в горизонтальном бурении остро стоит вопрос измерения режимных параметров бурения непосредственно на забое скважины.

Как указывалось, основная цель бурения горизонтальных скважин - создание фильтровой зоны по простиранию пласта. Поэтому проектирование горизонтальной скважины следует начинать с определения протяженности, формы и направления горизонтального участка, которые непосредственно зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, его мощности и литологии, распределения горной породы по твердости и устойчивости разреза. Следует предусмотреть мероприятия по минимизации загрязнения пласта буровыми и тампонажными растворами с учетом длительности и протяженности интервала их воздействия.

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, предполагаемая частота ремонтов, их причины и характер;

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 спускоподъемных 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 три основных типа: маятниковые, жесткие и опорные.

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

При уравнении искривленных и прямолинейных участков горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин в отечественной практике используют КНБК и их элементы, приведенные на рис. 9.25.

КНБК для набора зенитного угла по большому радиусу представлена на рис. 9.25, 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 -2,0° на 10 м (R = = 286^716 м). КНБК для набора зенитного угла по среднему радиусу собирается в соответствии со схемами на рис. 9.25, а, б.

При использовании в качестве отклонителя винтового двигателя Д2-172 (см. рис. 9.25, а) в зависимости от угла искривленного переводника обеспечивается интенсивность искривленного ствола скважины в диапазоне 2,9 -3,8° на 10 м (R = 150^200 м). В случае применения двигателей ДГ-172, ДГ-155 и искривленного переводника с подпором (см. рис. 9.25, б) интенсивность искривления в пределах 5,7-10,0° на 10 м (R = 57^100 м).

При бурении горизонтальной скважины по малому радиусу КНБК собираются в соответствии со схемами на рис. 9.25, в, г. При использовании отклонителей ДГ2-106, ДГ-155, ОШ-172 с шарнирным соединением (см. рис. 9.25, в) обеспечивается интенсивность искривления в диапазоне 1,1 -1,4° на 1 м (R = 40^50 м). Применение отклонителей ДГ-106, ДГ2-106 и ДГ-155 в сочетании с корпусным шарниром (см. рис. 9.25, г) дает возможность получить интенсивность искривления в пределах 1,9 -2,9° на 1 м (R = 20^30 м).

Схемы КНБК для стабилизации, малоинтенсивного увеличения и уменьшения зенитного угла представлены на рис. 9.25, д, е. КНБК базируются на использовании серийных турбобуров и винтовых забойных двигателей с центратором на корпусе забойных двигателей. Конструкция КНБК обеспечивает ее проходимость в искривленном стволе скважины и бурение горизонтального участка с интенсивностью искривления 0 - 5° на 100 м. Ориентирование отклонителя и постоянный контроль параметров искривления ствола скважины при наборе зенитного угла проводятся телеметрической

Рис. 9.25. Схемы компоновок низа бурильной колонны (КНБК) для искривления горизонтальных скважин:

1 - наддолотный калибратор; 2 - забойный двигатель-отклонитель; 3, 4 - нижний и верхний кривые переводники; 5 - телесистема с кабельным каналом связи; 6 - переводник с боковым выводом для кабеля; 7 - подпор кривого переводника; 8 - шарнирное соединение; 9 - корпусный шарнир; 10 - центратор забойного двигателя; 11 - диамагнитные трубы

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, включающих 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 измерения 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 выбирать с учетом дополнительных сил сопротивления, возникающих на участках резкого искривления и на горизонтальных участках при взаимодействии 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, проблема крепления скважины упрощается. Стол до продуктивного пласта 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.

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

При кустовом бурении скважин значительно сокращаются строительно-монтажные работы в бурении, уменьшается объем строительства дорог, линий электропередачи, водопроводов и т.д. Наибольший эффект от кустового бурения обеспечивается в условиях моря, в болотистых местностях и др. Впервые в СССР кустовое бурение было осуществлено под руководством Н.С. Тимофеева на о-ве Артема в Азербайджане. В настоящее время в кустах бурят 8 - 24 скважины и более.

Основными подготовительными работами являются подготовка площадки к строительству наземных сооружений и прокладка коммуникаций. На заболоченной или затопляемой территории технически возможны следующие методы их освоения: сооружение дамб, ограничивающих площадку; сооружение искусственных островов; при высоком уровне вод - сооружение эстакад.

Применяют различные типы и варианты кустований в зависимости от природных условий.

Кусты делят на локальные, т.е. не связанные постоянными дорогами с базой, кусты, расположенные вдоль транспортной магистрали, и кусты, находящиеся в центре транспортной магистрали. В первом случае скважины, как правило, направляют во все стороны (веером), что позволяет собрать в куст максимальное число устьев скважин. При разбуривании многопластовых залежей число скважин в кусте увеличивается. В случае расположения кустов вдоль транспортной магистрали (Азербайджан - море, Западная Сибирь) число скважин в кусте уменьшается по сравнению с числом скважин на локальном кусте.

Одна из основных особенностей проводки скважин кустами - необходимость соблюдения условий непересечения стволов скважин.

К недостаткам кустового наклонно направленного способа бурения следует отнести: вынужденную консервацию уже пробуренных скважин до окончания некоторой скважины данного куста в целях противопожарной безопасности; увеличение опасности пересечения стволов скважин; трудности в проведении капитального и подземного ремонтов скважин, а также в ликвидации грифонов в условиях морского бурения и др.

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.

Первая многозабойная скважина была пробурена в 1953 г. на Карта-шевском рифовом месторождении Башкортостана. Первая горизонтальная скважина, проходящая 130 м непосредственно по пласту мощностью около 30 м, была проведена в 1957 г. на Яблоновском месторождении Куйбышевской (ныне Самарской) области. Несмотря на то, что скважина была пробурена на сильно дренированный пласт, ее суточный дебит составил 40 т, что многократно превышало дебиты вертикальных скважин.

Во ВНИИБТ в результате работ по многозабойному и горизонтальному бурению разработаны специальные укороченные турбобуры Т12М2К, в которых впервые была применена проточная пята, отработана технология безошибочного попадания в дополнительные стволы, разработана система доставки геофизических приборов в горизонтальные стволы, которая используется с некоторыми модификациями по настоящее время как в РФ, так и за рубежом (система «Симфор»). ВНИИБТ разработаны технические средства и методы, позволяющие достаточно надежно проводить горизонтальные стволы в заданном направлении.

При использовании электробура в качестве забойного двигателя имеющийся набор серийно выпускаемых технических средств позволяет проводить интенсивное искривление скважины по радиусу 120 м и менее и вести горизонтальное бурение при постоянном контроле за пространственными параметрами ствола.

Большая часть горизонтальных скважин в стране пробурена с помощью гидравлических забойных двигателей. В этой области основным направлением работ в последние годы было создание технических средств и отработка технологии бурения стволов горизонтальных скважин с минимальными отклонениями от расчетной траектории. ВНИИБТ созданы комплексы технических средств «Горизонт-1», включающие отклонитель на основе укороченного забойного двигателя объемного типа диаметром 172 мм, и специальные средства для доставки геофизических приборов в скважину при больших углах наклона ствола. Создан универсальный отклонитель ОШ-172, который используют как при искривлении ствола скважины, так и при бурении горизонтальных участков ствола, что достигается путем замены сменных деталей отклонителя в условиях механического цеха или буровой. Обеспечивается радиус искривления ствола скважины 275,9-мм долотом, равный 40 м и более.

Отработана технология выхода на горизонтальное направление и проводки горизонтального ствола длиной 150 - 200 м с отклонением от вертикальной отметки в пределах 4 м. Это достигается за счет высокой степени совпадения расчетной и фактической интенсивности искривления ствола при работе с отклонителем ОШ-172, непрерывного контроля за положением отклонителя при помощи прибора с кабельной линией связи, использования специальных шарнирных компоновок при проводке горизонтального ствола, а также периодических инклинометрических измерений. Крепление стволов скважин проводится эксплуатационной колонной диаметром 140- 146 мм, оборудованной в продуктивной зоне фильтром такого же диаметра. Эксплуатационная колонна цементируется выше башмака 245-мм промежуточной колонны с применением пакера типа ПДМ-140 (ПДМ-146). Геофизические исследования горизонтального ствола проводят с применением радиационных методов.

В зарубежной практике этот метод, а главное узел управления, сбора информации и корректировки ствола скважины и, кроме того, специальные трубы и другой инструмент разработаны в нескольких вариантах, которые обеспечивают проводку скважин по пласту мощностью всего несколько метров. Система измерений при бурении позволяет осуществлять процесс в автоматическом режиме.

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

Геометрия направляющей части профиля горизонтальной скважины зависит от следующих факторов:

горно-геологических условий бурения, структуры и литологии горных пород, расположенных непосредственно над вскрываемым продуктивным пластом;

конструкции скважины;

протяженности горизонтального участка;

статического уровня пласта;

мощности продуктивного пласта;

возможности применения существующей технологии горизонтального бурения. При проектировании горизонтальных скважин используются профили с большим, средним, коротким и ультракоротким радиусами кривизны, а также комбинированный профиль.

Скважины с горизонтальным участком протяженностью свыше 500 м в целях снижения сил сопротивления при перемещении бурового инструмента в скважине, а также создания достаточной нагрузки на долото целесообразно проектировать с большим радиусом кривизны. При этом используются профили 1, 2 и 5 (рис. 8.2.1).

Проводка отдельных участков профиля 2 или 5 горизонтальных скважин может осуществляться неориентированно, т.е. с применением КНБК, что существенно упрощает технологию бурения таких скважин и сокращает время на проведение инклинометрических работ. Однако КНБК могут использоваться только при бурении таких горных пород, в которых обеспечивается надежная их работа в части устойчивости на проектной траектории. Это следует учитывать при проектировании горизонтальных скважин с большим радиусом кривизны.

При проводке горизонтальных скважин по среднему радиусу кривизны существенно повышается по сравнению с профилем с большим радиусом кривизны точность вскрытия продуктивного пласта и, следовательно, точность проводки горизонтального участка в самом пласте. Достижимая протяженность горизонтального участка для профиля со средним радиусом кривизны составляет 800--1000 м.

Для проектирования со средним радиусом кривизны используются преимущественно профили 1, 2, 3, реже 4 и 5 (см. рис. 1).

Рис. .1. Профили горизонтальных скважин

Тангенциальный участок включается в тех случаях, когда требуется обеспечить конечное отклонение направляющего участка профиля от вертикали на проектной глубине, превышающее радиус кривизны участка увеличения зенитного угла, а также для проектирования горизонтальных скважин на месторождениях, где не отработана технология ориентированного бурения и поэтому велика вероятность отклонения фактического профиля от проектного. В последнем случае скважину можно пробурить, не изменяя конструкцию отклонителя, увеличив или сократив длину тангенциального участка профиля.

При проектировании горизонтальной скважины со средним радиусом кривизны проектную интенсивность увеличения зенитного угла принимают на 10-20% меньше максимальной интенсивности увеличения зенитного угла, обеспечиваемой имеющимся в распоряжении буровой организации отклонителем.

Профили с малым и ультрамалым радиусами кривизны используются для проектирования профиля дополнительного ствола скважины, бурение которого производится из вырезанного участка обсадной колонны, а также для вскрытия горизонтальным стволом маломощных продуктивных пластов. Такие скважины проектируются преимущественно по профилю (см. рис. 8.2.1).

Когда радиусы кривизны интервалов забуривания и выведения ствола скважины на проектное направление из-за особенностей технологии проводки этих интервалов существенно отличаются друг от друга, то используют профиль 2 (см. рис. 8.2.1).

При бурении по малому радиусу кривизны протяженность горизонтального участка меньше, чем при бурении по среднему и большому радиусам кривизны.

Строительство горизонтальных скважин по короткому, а тем более по ультракороткому радиусу невозможно без комплекса специального бурового инструмента, бурильных труб, а также измерительной техники.

Однако при бурении горизонтальных скважин по малому и ультрамалому радиусам обеспечивается наибольшая по сравнению с другими типами профиля точность вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом, что делает его весьма перспективным для разработки маломощных многопластовых залежей нефти или газа.

В тех случаях, когда кровля продуктивного пласта представлена неустойчивыми горными породами, требующими перекрытия их обсадной колонной, используют комбинированный профиль горизонтальной скважины, у которого верхние интервалы проектируются по большому радиусу кривизны, а нижние - по среднему или малому.

Для большинства людей, иметь свою нефтяную или газовую скважину - значит решить финансовые проблемы на всю оставшуюся жизнь и жить ни о чем не думая.
Но так ли просто пробурить скважину? Как она устроена? Этим вопросом, к сожалению, мало кто задается.

Буровая скважины 39629Г находится совсем недалеко от Альметьевска, в поселке Карабаш. После ночного дождя, все вокруг в тумане и перед машиной то и дело пробегали зайцыJ

И вот, наконец, показывалась сама буровая. Там нас уже ждал мастер буровой - главный человек на площадке, он принимает все оперативные решения и несет ответственность за все происходящее при бурении, а также - начальник управления буровых работ.

Принципиально, бурением называют разрушение горных пород на забое (в нижней точке) и извлечение разрушенной породы на поверхность. Буровая представляет собой комплекс механизмов, таких как буровая вышка, буровые насосы, системы очистки бурового раствора, генераторы, жилые помещения и т.д.

Буровая площадка, на которой расположены все элементы (о них мы поговорим ниже) - это очищенная от плодородного слоя земли и отсыпанная песком зона. После завершения работ этот слой восстанавливают и, таким образом, существенный вред экологии не наносится. Слой песка - обязателен, т.к. глина при первых дождях превратится в непроходимую жижу. Я сам видел, как в такой жиже застревали многотонные Уралы.
Но обо всем по порядку.

На скважине 39629Г установлен станок (собственно вышка) СБУ-3000/170 (стационарная буровая установка, максимальная грузоподъемность 170 тонн). Станок произведен в Китае и выгодно отличается от того, что я видел раньше. В России тоже производятся буровые, но китайские станки дешевле как в закупке, так и в обслуживании.

На этой площадке ведется кустовое бурение, оно характерно для горизонтальных и наклонно-направленных скважин. Такой тип бурения заключается в том, что устья скважин расположены на близком расстоянии друг от друга.
Поэтому буровой станок оборудован системой самоперемещения по рельсам. Система работает по принципу «тяни-толкай» и станок как бы передвигает сам себе с помощью гидроцилиндров. На перемещение с одной точки до другой (первые десятки метров) со всеми сопутствующими операциями уходит пара часов.

Поднимаемся на рабочую площадку буровой. Здесь собственно и происходит большая часть работы буровиков. На фото видны трубы буровой колонны (слева) и гидравлический ключ, при помощи которого колонна наращивается новыми трубами и продолжает бурение. Бурение происходит благодаря долоту на конце колонны и вращению, которое передается с помощью ротора.

Особый восторг у меня вызвало рабочее место бурильщика. Когда-то давно, в Республике Коми, я видел бурильщика, который управлял всеми процессами с помощью трех ржавых рычагов и собственной интуиции. Чтобы сдвинуть рычаг с места, он буквально повисал на нем. В итоге, буровой крюк чуть было не зашиб его.
Здесь же бурильщик подобен капитану космического корабля. Он сидит в изолированной кабине, в окружении мониторов и управляет всем с помощью джойстика.

Само собой, кабина отапливается зимой и охлаждается летом. Кроме того, на крыше,тоже стеклянной, предусмотрена защитная сетка на случай падения чего-нибудь с высоты и дворник для очистки стекла. Последний вызывает у буровиков неподдельный восторг:)

Лезем наверх!

Кроме ротора, буровая оборудована системой верхнего привода (сделана в США). Эта система объединяет в себе крановый блок и ротор. Грубо говоря, это кран с приделанным к нему электродвигателем. Система верхнего привода является более удобной, быстрой и современной, нежели ротор.

Видео как работает система верхнего привода:

С вышки открывается отличный вид на площадку и окрестности:)

Кроме красивых видов, в верхней точке буровой можно обнаружить рабочее место верхового помбура (помощника бурильщика). В его обязанности входят работы по установке труб и общий контроль.

Так как верховой находится на рабочем месте всю 12-часовую смену и в любую погоду и любое время года, для него оборудована отапливаемая комната. На старых вышках этого никогда не было!

В случае нештатной ситуации, верховой может эвакуироваться с помощью троллея:

Когда скважина пробурена, ствол несколько раз промывается от разбуренной породы (шлама) и в нее спускают обсадную колонну, которая состоит из множества труб, скрученных между собой. Один из типовых внутренних диаметров обсадной колонны — 146 миллиметров. Длина скважины может достигать 2—3 километров и более. Таким образом, длина скважины превосходит её диаметр в десятки тысяч раз. Примерно такими же пропорциями обладает, например, отрезок обычной нити длиной 2—3 метра.

Трубы подаются по специальному желобу:

После спуска обсадной колонны скважину еще раз промывают и начинается цементирование затрубного пространства (пространства между стенкой скважины и обсадной колонной). Цемент подается на забой и продавливается в затрубное пространство.

После того, как цемент застывает, его проверяют зондом (прибором, спускаемым в скважину) АКЦ - акустический контроль цементажа, скважину опрессовывают (проверяют герметичность), если все ОК, то бурение продолжается - разбуривается цементный стакан на забое и долото идет дальше.

Буква «г» в номере скважины 39629Г означает, что ствол скважины - горизонтальный. От устья до определенного момента скважина бурится без отклонения, но потом с помощью шарнирного отклонителя и/или роторного отклонителя она выходит на горизонталь. Первый представляет собой трубу с шарниром, а второй - долото с направленным соплом, которое отклоняется напором бурового раствора. Обычно, на картинках, отклонение ствола изображается чуть ли не под углом 90 градусов, но в реальности этот угол составляет около 5-10 градусов на 100 метров.

За тем, чтобы ствол скважины шел туда, куда нужно, следят специальные люди - «кривильщики» или инженеры телеметрии. По показаниям естественной радиактивности горных пород, сопротивлению и другим параметрам, они контролируют и корректируют курс бурения.

Схематично все это выглядит вот так:

Любые манипуляции с чем-либо на дне (забое) скважины превращаются в очень увлекательное занятие. Если в скважину нечаянно уронить инструмент, насос или несколько труб, то вполне можно уроненное никогда не достать, после чего на скважине стоимостью в десятки или сотни миллионов рублей можно ставить крест. Покопавшись в делах и историях ремонта, можно найти настоящие скважины-жемчужины, на забое которых лежит насос, поверх которого лежит ловильный инструмент (для извлечения насоса), поверх которого лежит инструмент для извлечения ловил
ьного инструмента. При мне в скважину роняли, к примеру, кувалду:)

Чтобы нефть вообще могла поступать в скважину, нужно проделать отверстия в обсадной колонне и цементном кольце за ней, так как они, отделяют коллектор от скважины. Эти отверстия делают с помощью кумулятивных зарядов; они по сути такие же, как, например, противотанковые, только без обтекателя, потому что лететь им никуда не надо. Заряды пробивают не только обсадную колонну и цемент, но и сам пласт горной породы на несколько десятков сантиметров вглубь. Весь процесс называется перфорацией.

Для сокращения трения инструмента, выноса разрушенной породы, предотвращения осыпания стенок скважины и компенсации разницы пластового давления и давления на устье (внизу давление в разы больше) скважина заполнена буровым раствором. Его состав и плотность подбираются в зависимости от характера разреза.
Буровой раствор прокачивается компрессорной станцией и должен постоянно циркулировать в скважине во избежания осыпания стенок скважины, прихвата инструмента (ситуации, когда колонна заблокирована и ее невозможно ни вращать, ни вытащить - это одна из самых распространенных аварий при бурении) и прочего.

Спускаемся с вышки, идем смотреть насосы.

В процессе бурения буровой раствор выносит шлам (разбуренную породу) на поверхность. Анализируя шлам, буровики и геологи могу делать выводы о породах, которые сейчас проходит скважина. Затем раствор нужно очистить от шлама и снова отправить в скважину работать. Для этого оборудована система очистных установок и «амбар», где очищенный хранится шлам (амбар виден на предыдущем фото справа).

Первыми принимают раствор вибросита - они отделяют самые крупные фракции.

Затем раствор проходит ило- (слева) и пескоотделители (справа):

И, наконец, самая мелкая фракция удаляется с помощью центрифуги:

Затем раствор попадает в емкостные блоки, при необходимости восстанавливаются его свойства (плотность, состав и прочее) и оттуда с помощью насоса подается обратно в скважину.
Емкостной блок:

Буровой насос (произведен в РФ!). Красная штука сверху - гидрокомпенсатор, он сглаживает пульсацию раствора за счет противодавления. Обычно на буровых - два насоса: один рабочий, второй резервный на случай поломки.

Все этим насосным хозяйством заведует один человек. Из-за шума оборудования, всю смену он работает в берушах или защитных наушниках.

«А что у буровиков с бытом?» - спросите вы. Этот момент мы тоже не упустили из внимания!
На этой площадке буровики работают, короткими вахтами по 4 дня, т.к. бурение идет практически в черте города, но жилые модули практически ничем не отличаются от тех, что используют, к примеру, в Заполярье (разве что, в лучшую сторону).

Всего на площадке 15 вагончиков.
Часть из них - жилые, в них буровики живут по 4 человека. Вагончики разделены на тамбур с вешалкой, умывальником и шкафов и непосредственно жилую часть.

Кроме того, в отдельные вагончики (на местном сленге - «балки"») выведены баня и кухня-столовая. В последней мы прекрасно позавтракали и обсудили детали работы. Пересказывать не буду, а то вы меня обвините в совсем уж откровенной рекламе, но скажу, что мне немедленно захотелось остаться в Альметьевске… Обратите внимание на цены!

На буровой мы провели около 2,5 часов и я в очередной раз убедился, что таким сложным и опасным делом, как бурение и нефтедобыча в целом могут заниматься только хорошие люди. Еще мне объясняли, что плохие люди тут не задерживаются.

Друзья, спасибо, что дочитали до конца. Надеюсь, теперь вы представляете себе процесс бурения скважин немного лучше. Если у вас остались вопросы - задавайте их в комментариях. Я сам или с помощью экспертов - обязательно отвечу!