Наклонно-направленное бурение нефтяных и газовых скважин

1. Назначение и устройство забойных телеметрических систем.

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.

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 приемно-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.

2. Порядок проведения расчета 3-х интервального профиля скважины.

Трехинтервальный профиль имеет две разновидности. Первая содержит вертикальный участок, участок увеличения зенитного угла и участок естественного спада зенитного угла. Такой профиль используется при сравнительно небольших смещениях забоя. Он достаточно четко реализуется, поскольку не требует применения специальных компоновок со стабилизирующими устройствами. Вторая разновидность содержит вместо участка естественного спада зенитного угла прямолинейный участок стабилизации этого угла. Такой профиль требует при тех же самых условиях меньшего набора кривизны и, следовательно, меньшего времени работы с отклонителем. Он наиболее экономичен, однако требует применения специальных стабилизирующих компоновок низа бурильной колонны, знаний закономерностей искривления, характерных для этих компоновок, и опыта работы с ними. При всех указанных условиях данная разновидность профиля применяется при небольших глубинах (до 1500 м), поскольку наличие в компоновке центратора создает опасность прихвата нижней части бурильной колонны на больших глубинах.

3. Отклоняющий инструмент, используемый при бурении забойными двигателями.

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 геолого-техническими условиями бурения (рис. 9.14).

Для увеличения зенитного  угла рекомендуются следующие компоновки:

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 от-клонителем. 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 4и 5 рекомендуется применять в том случае, если ожидается значительное расширение ствола скважины. Если требуется малая интенсивность искривления, то используют компоновки 6 и 7.

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 уменьшения зенитного  угла рекомендуется применять следующую компоновку низа бурильной колонны:

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).

Для стабилизации зенитного угла рекомендуется применять одну из трех приведенных ниже компоновок:

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.

4. Ориентированный спуск инструмента в скважину.

Бурение наклонной скважины по заданному профилю возможно в том случае, когда отклонитель точно ориентируется в проектном азимуте. Ориентировать отклонитель можно в процессе спуска бурильной колонны путем контроля за положением после навинчивания каждой свечи — ориентированный спуск (так называемый прямой метод) и после спуска бурильной колонны с использованием специальных приборов, фиксирующих положение плоскости искривления отклонителя ("лица") по отношению к плоскости искривления скважины (забойное ориентирование или косвенный метод). Следовательно, ориентированный спуск бурильной колонны можно применять при любом значении зенитного угла, а забойное ориентирование — в тех случаях, когда скважина имеет такой зенитный угол, при котором с достаточной точностью фиксируется положение плоскости скважины (обычно а > 5°). Забойное ориентирование осуществляется быстрее и проще, поэтому при а >5° ориентированный спуск бурильной колонны применять не следует.

Ориентированный спуск бурильной  колонны осуществляется несколькими способами, из которых большое распространение вследствие простоты и достаточной для практической цели точности получил "метод меток".

Методика ориентированного спуска сводится к следующему. Перед началом спуска на каждую бурильную трубу наносят метки, располагая их по одной образующей. Для этого применяют специальные шаблоны: шаблон с уровнем, предложенный А.М. Григоряном (рис. 10.47, а), или шаблон ОБШН (рис. 10.47, б).

Бурильную трубу выкатывают на мостики и на один из замков устанавливают  шаблон ОБШН. Перемещая шаблон вокруг оси бурильной трубы, совмещают  пузырек уровня с центральными делениями  на пробирке. В этот момент вдоль  скоса, размер которого соответствует размеру данной трубы, прочерчивают линию. Затем шаблон переносят на другой замок трубы, следя за тем, чтобы положение трубы было неизменным. Шаблон снова устанавливают с той же стороны от оси трубы и повторяют ту же операцию. Операции с шаблоном Григоряна производят аналогично описанному выше, только линию прочерчивают по среднему острию шаблона. По прочерченным линиям секачом или путем наварки наносят метки. Все другие метки на трубе должны быть ликвидированы.

На буровой нужно иметь  столько труб с метками, сколько  требуется их для спуска до глубины  искривления, и дополнительно семь — восемь труб для наращивания в процессе работы.

До начала ориентированного спуска необходимо также двумя реперами (колышками) вне скважины отбить направление проектного азимута искривления ствола скважины.

Для удобства работы это  направление следует зафиксировать на неподвижной части ротора.

Собирают низ бурильной  колонны: долото, турбобур и отклонитель. При турбобуре, установленном в клиньях или на элеваторе, плоскость действия отклонителя ориентируют по заданному азимуту, пользуясь зафиксированной меткой на роторе. Во время спуска колонны в скважину на нижнем замке бурильной трубы, навинченной на отклонитель и закрепленной машинными ключами, наносят крестовую метку точно против риски, имеющейся на поверхности отклонителя. При помощи угломера (рис. 10.48, а) измеряют величину дуги между меткой, находящейся на замке бурильной трубы, и вновь намеченным крестом (в направлении от метки к кресту).

После спуска на верхнем  замке бурильной трубы (свечи) от метки в ту же сторону откладывают  замеренную величину дуги и наносят  новый крест. Навинтив и закрепив машинными ключами следующую трубу (свечу), на ее нижнем замке точно против креста на нижней трубе ставят крест и измеряют величину дуги между меткой и вновь нанесенным крестом. Эту величину переносят на верхний замок (свечи), снова ставят крест и т.д.

Крест на верхнем замке  последней трубы (свечи) укажет направление  отклонителя в скважине.

После навинчивания и закрепления  машинными ключами ведущей бурильной  трубы положение одного из ее углов  ( рис. 1 0.48, б) сносят мелом на неподвижную часть стола ротора при помощи шаблона. Другим таким же шаблоном, не изменяя положения бурильной колонны, на неподвижную часть стола ротора сносят также положение креста с верхнего замка свечи. Затем стальной рулеткой измеряют расстояние между этими метками в направлении от первой ко второй. После этого метки стирают. Бурильную колонну спускают так, чтобы можно было заложить и закрыть малые вкладыши ротора. На неподвижную часть ротора вновь сносят положение того же угла ведущей бурильной трубы. От полученной метки откладывают ранее замеренное расстояние (в ту же сторону). Эту метку, указывающую положение плоскости отклонителя, переносят на подвижную часть ротора. Поворачивая ротор по ходу часовой стрелки, отклонитель устанавливают в требуемом положении и ротор запирают. Чтобы снять упругие деформации кручения в бурильных трубах, бурильную колонну несколько раз приподнимают на 2 — 3 м и опускают.

Описанный метод ориентированного спуска отклонителяя может быть использован не только для первого спуска, но и всех последующих. Для определения положенияя отклонителя на забое при втором и последующих спусках при помощи крестовых меток фиксируют, насколько не сходятся ранее нанесенные кресты на замках смежных труб (свечей). Величину расхождения крестов в нарастающем порядке откладывают на полоске бумаги от произвольной отметки "нуль". Справа — перевороты, слева — недовороты (рис. 10.49).

После окончания спуска бурильной  колонны по полоске бумаги определяют разность переворотов и   недоворотов. Величину этой разности, когда переворотов больше, чем недоворотов, откладывают по дуге от креста замка верхней трубы против хода часовой стрелки и сносят эту отметку на ротор. В случае превышения недоворотов величину разности откладывают по дуге замка по ходу часовой стрелки и сносят эту метку на ротор.

Во время подъема бурильные  свечи устанавливают за палец в той же последовательности, в какой они были в скважине.

При наращивании колонны  в процессе бурения на вновь спускаемых трубах набивают кресты и отклонитель ориентируют так же, как указывалось выше

Рис. 10.49. Схема  фиксирования недохода и перехода методик через условный нуль.

5. Определение оптимального числа скважин в кусте.

 В установившейся практике бурения основной критерий при определении числа скважин в кусте — свободный суммарный дебит скважин и газовый фактор нефти. Эти показатели определяют пожаро – опасность скважины при открытом фонтанировании и зависят от технического уровня средств пожаротушения. В настоящее время в качестве исходных нормативов принят суммарный свободный дебит' скважины 5000 т/сут и газовый фактор не более 200 м³/м³.

По Н. С. Тимофееву, рациональным является кустовое бурение при соблюдении неравенства

      (12.5)

где С₁ — стоимость основания под одну скважину;  C_n – стоимость основания под куст, состоящий из п скважин: — суммарная стоимость лишней проходки наклонных скважин куста; — дополнительные затраты на бурение наклонным способом; п — число группируемых скважин.

6. Определение рациональной длины горизонтального участка скважины.

Проектирование горизонтальной скважины целесообразно начинать с определения протяжености, формы и направления горизонтального участка скважины. Эти параметры зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, его толщины и литологии, распределения горной породы по твердости и устойчивости разреза.

Эксплуатационная характеристика пласта должна включать:

• запасы нефти, добыча которых  вертикальными или наклонными скважинами затруднена или практически невозможна;

• пластовое давление;

• направление трещиноватости;

• состояние разработки залежи;

• близость водоносных пластов;

• режим работы пласта;

• способы эксплуатации и предполагаемая частота, причины  и характер ремонтов;

• эффективность других методов интенсификации добычи и  методов увеличения нефтеотдачи.