Организационно техническими причинами самопроизвольного искривления скважин являются

Обновлено: 09.05.2024

Бурение нефтяных и газовых скважин

В процессе проводки скважины возможны разного рода осложнения, в частности обвалы пород, поглощения промывочной жидкости, нефте-, газо- и водопроявления, прихваты бурильного инструмента, аварии, искривление скважин.

Обвалы пород возникают вследствие их неустойчивости (трещиноватости, склонности разбухать под влиянием воды). Характерными признаками обвалов являются:

  1. значительное повышение давления на выкиде буровых насосов;
  2. резкое повышение вязкости промывочной жидкости;
  3. вынос ею большого количества обломков обвалившихся пород и т. п.

Поглощение промывочной жидкости – явление, при котором жидкость, закачиваемая в скважину, частично или полностью поглощается пластом. Обычно это происходит при прохождении пластов с большой пористостью и проницаемостью, когда пластовое давление оказывается меньше давления столба промывочной жидкости в скважине.

Интенсивность поглощения может быть от слабой до катастрофической, когда выход жидкости на поверхность полностью прекращается.

Для предупреждения поглощения применяют следующие методы:

  1. промывка облегченными жидкостями;
  2. ликвидация поглощения закупоркой каналов, поглощающих жидкость (за счет добавок в нее инертных наполнителей – асбеста, слюды, рисовой шелухи, молотого торфа, древесных опилок, целлофана; заливки быстросхватывающихся смесей и т. д.);
  3. повышение структурно-механических свойств промывочной жидкости (добавкой жидкого стекла, поваренной соли, извести и т. п.).

Газо-, нефте- и водопроявления имеют место при проводке скважин через пласты с относительно высоким давлением, превышающим давление промывочной жидкости. Под действием напора воды происходит ее перелив или фонтанирование, а под действием напора нефти или газа – непрерывное фонтанирование или периодические выбросы.

К мероприятиям, позволяющим избежать газо-, нефте- и водопроявлений, относятся:

  1. правильный выбор плотности промывочной жидкости;
  2. предотвращение понижения ее уровня при подъеме колонны бурильных труб и при поглощении жидкости.

Прихваты бурильного инструмента возникают по следующим причинам:

  1. образование на стенках скважины толстой и липкой корки, к которой прилипает бурильный инструмент, находящийся без движения;
  2. заклинивание бурильного инструмента в суженных частях ствола или при резких искривлениях скважины, при обвалах неустойчивых пород, при осаждении разбуренной породы в случае прекращения циркуляции.

Ликвидация прихватов – сложная и трудоемкая операция. Поэтому необходимо принимать все возможные меры, чтобы их избежать.

Аварии, возникающие при бурении, можно разделить на четыре группы:

  1. аварии с долотами (отвинчивание долота при спуске инструмента вследствие недостаточного его закрепления, слом долота в результате перегрузки и т. д.);
  2. аварии с бурильными трубами и замками (слом трубы по телу; срыв резьбы труб, замков и переводников и т. д.);
  3. аварии с забойными двигателями (отвинчивание; слом вала или корпуса и т. д.);
  4. аварии с обсадными колоннами (их смятие; разрушение резьбовых соединений; падение отдельных секций труб в скважину и т.д.).

Для ликвидации аварий применяют специальные ловильные инструменты (рис. 4.25): шлипс, колокол, метчик, магнитный фрезер, паук и другие. Однако лучше всего предотвращать аварии, строго соблюдая правила эксплуатации оборудования, своевременно осуществляя его дефектоскопию, профилактику и замену.

Ловильные инструменты: а – шлипс; б – колокол; в – метчик; г – магнитный фрезер; д – паук


Рис. 4.25. Ловильные инструменты: а – шлипс; б – колокол; в – метчик; г – магнитный фрезер; д – паук

При бурении вертикальных скважин вращательным способом часто встречается самопроизвольное искривление скважин, т. е. отклонение их ствола от вертикального. Искривление вертикальных скважин влечет за собой ряд проблем: нарушение запланированной сетки разработки нефтяных и газовых месторождений, повышенный износ бурильных труб, ухудшение качества изоляционных работ , невозможность использования штанговых насосов при эксплуатации скважин и т. д.

Причинами искривления скважин являются геологические, технические и технологические факторы. К геологическим факторам относятся: наличие в разрезе скважин крутопадающих пластов; частая смена пород различной твердости; наличие в породах, через которые проходит скважина, трещин и каверн.

Техническими факторами, способствующими искривлению скважин, являются: несовпадение оси буровой вышки с центром ротора и осью скважины; наклонное положение стола ротора; применение искривленных бурильных труб и т. д.

К технологическим факторам, обуславливающим искривление скважин, относятся: создание чрезмерно высоких осевых нагрузок на долото; несоответствие типа долота, количества и качества промывочной жидкости характеру проходимых пород.

В соответствии с перечисленными факторами принимаются меры по предотвращению искривления скважин. В сложных геологических условиях применяется особая компоновка низа бурильной колонны, включающая калибраторы и центраторы. Кроме того, необходимо:

  • монтаж оборудования проводить в соответствии с техническими условиями;
  • тип долота выбирать соответственно типу пород;
  • снижать нагрузку на долото и т. д.

Скважины, для которых проектом предусматривается определенное отклонение забоя от вертикали, а ствол проводится по заранее заданной траектории, называются наклонно направленными.

Наклонные скважины бурят, когда продуктивные пласты залегают под акваториями морей, озер, рек, под территориями населенных пунктов, промышленных объектов, в заболоченной местности, а также для удешевления строительства буровых сооружений.

Разработанные в настоящее время виды профилей для наклонно направленных скважин делятся на две группы: профили обычного типа (представляющие собой кривую линию, лежащую в вертикальной плоскости) и профили пространственного типа (в виде пространственных кривых).

Типы профилей наклонно направленных скважин обычного типа приведены на рис. 4.26.

Типы профилей наклонно-направленных скважин: 1 – вертикальный участок; 2 – участок набора угла наклона ствола; 3 – прямолинейный наклонный участок; 4 – участок снижения угла наклона ствола


Рис. 4.26. Типы профилей наклонно-направленных скважин: 1 – вертикальный участок; 2 – участок набора угла наклона ствола; 3 – прямолинейный наклонный участок; 4 – участок снижения угла наклона ствола

Как видно из рис. 4.26, все типы профилей в начале имеют вертикальный участок. Его глубина должна быть не менее 40 50 м. Окончание вертикального участка приурочивают к устойчивым породам, где можно за один рейс набрать зенитный угол 5 6 .

Для отклонения скважины от вертикали применяют специальные отклоняющие приспособления: кривую бурильную трубу, кривой переводник, эксцентричный ниппель и отклонители различных типов.

В последние годы все большее распространение получают вертикальные и наклонные скважины, имеющие горизонтальные окончания большой протяженности. Это делается для того, чтобы увеличить площадь поверхности, через которую в скважину поступает нефть и соответственно увеличить дебит. Одновременно стало возможным извлекать в промышленных масштабах нефть, считавшуюся ранее неизвлекаемой вследствие малой мощности и низкой проницаемости продуктивного пласта. Кроме того горизонтальное окончание скважин располагают в пласте выше подошвенной воды, что позволяет продлить период безводной эксплуатации.

Бурение скважин на море

Конструкции буровых установок, сооружаемые на морских территориях, зависят от их глубины. Варианты их сооружения показаны на рис. 4.27.

Виды буровых скважин


Рис. 4.27. Виды буровых скважин

Одно из решений – на мелководье забивают сваи, на которых устанавливают платформу, а на ней размещают буровую вышку и необходимое оборудование.

Другой способ – "продлить" берег, засыпав мелководье грунтом.

При бурении нефтяных и газовых скважин в глубоководных районах морей и океанов использовать стационарные платформы технически сложно и экономически невыгодно. Для этого случая созданы плавучие буровые установки, способные самостоятельно или с помощью буксиров менять районы бурения.

Различают самоподъемные буровые платформы, полупогружные буровые платформы и буровые платформы гравитационного типа.

Самоподъемная буровая платформа представляет собой плавучий понтон с вырезом, над которым расположена буровая вышка. Понтон имеет трех-, четырех- или многоугольную форму. На ней размещаются буровое и вспомогательное оборудование, многоэтажная рубка с каютами для экипажа и рабочих, электростанция и склады. По углам платформы установлены многометровые колонны-опоры.

В точке бурения с помощью гидравлических домкратов колонны опускаются, достигают дна, опираются на грунт и заглубляются в него, а платформа поднимается над поверхностью воды. После окончания бурения в одном месте платформу переводят в другое.

Надежность установки самоподъемных буровых платформ зависит от прочности грунта, образующего дно в месте бурения.

\div

Полупогружные буровые платформы применяют при глубинах 300 600 м, где неприменимы самоподъемные платформы. Они не опираются на морское дно, а плавают над местом бурения на огромных понтонах. От перемещений такие платформы удерживаются якорями массой 15 т и более. Стальные канаты связывают их с автоматическими лебедками, ограничивающими горизонтальные смещения относительно точки бурения.

Первые полупогружные платформы были несамоходными, и их доставляли в район работ с помощью буксиров. Впоследствии платформы были оборудованы гребными винтами с приводом от электромоторов суммарной мощностью 4,5 тысяч кВт.

Недостатком полупогружных платформ является возможность их перемещения относительно точки бурения под воздействием волн.

Более устойчивыми являются буровые платформы гравитационного типа. Они снабжены мощным бетонным основанием, опирающемся на морское дно. В этом основании размещаются не только направляющие колонны для бурения, но также ячейки-резервуары для хранения добытой нефти и дизельного топлива, используемого в качестве энергоносителя, многочисленные трубопроводы.

Морское дно в месте установки гравитационных платформ должно быть тщательно подготовлено. Даже небольшой уклон дна грозит превратить буровую в Пизанскую башню, а наличие выступов на дне может вызвать раскол основания. Поэтому перед постановкой буровой "на точку" все выступающие камни убирают, а трещины и впадины на дне заделывают бетоном.

Все типы буровых платформ должны выдерживать напор волн высотой до 30 м, хотя такие волны и встречаются раз в 100 лет.

ПРИЧИНЫ И МЕХАНИЗМ САМОПРОИЗВОЛЬНОГО ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН

1) нарушается проектная сетка размещения забоев скважин, что может привести к снижению их суммарного дебита, коэффициента нефтеотдачи пластов, необходимости бурения дополнительных скважин с целью извлечения оставшихся целиков нефти;

2) затрудняется спуск обсадных колонн; в местах наиболее резких искривлений возможно нарушение их герметичности, увеличивается вероятность некачественного цементирования скважин;

3) осложняется добыча нефти, особенно при глубинно-насосной эксплуатации (разрыв штанг, протирание насосных и обсадных труб, увеличение нагрузок на трубы и станки-качалки);

4) образуются желоба, возникают посадки и затяжки бурильной колонны на незакрепленных участках искривленного ствола при спускоподъемных операциях;

4) удлиняется ствол скважины;

5) расходуется больше мощности на вращение бурильной колонны;

6) затрудняется ликвидация аварий;

7) осложняется контроль нагрузки на долото из-за зависания бурильной колонны;

8) затрудняется запуск забойного двигателя;

9) увеличивается стоимость строительства скважины по сравнению со стоимостью условно вертикальной.

Изучение причин искривления скважин показывает, что оно происходит в результате совместного действия большого числа факторов, которые можно объединить в три группы: геологические, технические и технологические. В общем случае все силы, действующие на долото, можно привести к равнодействующей силе и паре сил, момент которых равен главному моменту этих сил относительно центра долота.


Рис. 2.1. Схема действия сил, обусловливающих искривление ствола

скважины: F – отклоняющая сила; Gд – нагрузка на долото; М – момент сил

Следует различать три случая (рис. 2.1).

1. Все силы приводятся только к одной равнодействующей, направленной под углом к оси долота. При этом под действием боковой составляющей этой силы долото будет прижато к стенке скважины. Интенсивность фрезерования стенки скважины долотом будет тем выше, чем больше прижимающая боковая сила, время фрезерования и меньше твердость пород.

Интенсивность искривления ствола скважины при фрезеровании зависит от геометрических размеров КНБК, ее упругой деформации, физико-механических свойств разбуриваемых пород, фрезерующей способности долота, нагрузки на долото и ряда других факторов. Чем больше механическая скорость бурения, тем меньше при прочих равных условиях будет интенсивность бурения, т.к. долото не будет успевать фрезеровать стенку скважины.

2.Все силы можно привести к равнодействующей, по направлению совпадающей с осью низа бурильной колонны, и к моменту, равному моменту всех сил относительно центра долота. Интенсивность искривления будет определяться главным образом кривизной самого нижнего участка колонны (направляющего участка), которая зависит, в свою очередь, от соотношения поперечных размеров скважины и низа бурильной колонны, ее продольной жесткости и осевой нагрузки.

3. Все силы можно привести к равнодействующей, направленной под углом к оси долота, и к моменту. В этом случае будет наблюдаться и фрезерование стенок скважины и асимметричное разрушение забоя. Исследованиями установлено, что для любой компоновки низа бурильной колонны (КНБК) независимо от сочетания диаметров долота и забойного двигателя, а также их длины при отсутствии прогиба забойного двигателя и уширения ствола возможность искривления ствола вследствие фрезерования стенки почти в 5 раз больше, чем вследствие асимметричного разрушения забоя.

2.1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ САМОПРОИЗВОЛЬНОГО

ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ (СИС)

2. Перемежаемость по твердости (мягкие горные породы и твердые горные породы);

3. Жеоды (инородное тело в составе горной породы) ;


Рис. 2.2. Схема работы долота при различных твердостях (ТГП) и углах

Горные породы рассматриваются как изотропные.


Рис. 2.3. Образец горной породы


Это показывает, что бурение вдоль напластования (горизонтальный участок) значительно энергетически менее затратное, чем перпендикулярно или под углом. Таким образом скорость проходки горизонтального участка выше, чем при бурении перпендикулярно напластованию при прочих разных (Pос; Qи др.).

2.2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ПРИЧИНЫ ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН

Ствол скважины может искривляться в самом начале бурения по так называемым техническим причинам. К ним относятся: несоосность вышки относительно осей стола ротора и шахтового направления; негоризонтальность стола ротора; использование искривленных труб (ведущих и бурильных) и труб, у которых резьбы нарезаны под углом; эксцентричное забуривание нижележащего участка скважины.

Влияние технических причин на искривление скважин сказывается лишь до глубин в несколько десятков метров. При дальнейшем углублении начинают преобладать геологические и технологические причины искривления.

2.3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРИЧИНЫ САМОПРОИЗВОЛЬНОГО ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН

Это режимные параметры: осевая нагрузка Pос и частота вращения n.


Рис. 2.4. Влияние осевой нагрузки

Если Pос < Pкр– бурильная колонна прямолинейна (А); если Pос >Pкр– бурильная колонна теряет прямолинейную форму (B) и долото контактирует с забоем под углом. При этом происходят одновременно два процесса:

а) асимметричное разрушение забоя (АРЗ);

б) процесс фрезерования стенки скважины (ФСС).

Формула Эйлера, кг:


Влияние частоты вращения n

При вращении бурильной колонны возникает центробежная сила Fц:

; ; (2.3)


, (кг•м•с 2 ) в системе (дина) СГС (2.4)

Даже небольшая частота вращения БК усиливает изгиб, приводит к образованию желобов, усталостным явлениям в БК, способствует искривлению скважины, если не применять центраторы.

3. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ САМОПРОИЗВОЛЬНОГО ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН

Для предупреждения естественного искривления скважин необходимо исключить или уменьшить действие управляемых технических факторов и нейтрализовать действие неуправляемых геологических условий.

Технические причины искривлений должны быть устранены до начала бурения скважины.

Действие технологических причин искривления могут быть сведены к минимуму центрированием низа бурильной колонны, увеличением его жесткости, регулированием осевой нагрузки.

Цель центрирования нижней части бурильной колонны - препятствовать отклонению оси долота от оси скважины.

Увеличение жесткости и массы нижней части бурильной колонны повышает устойчивость к изгибу, уменьшает длину сжатой части, позволяет использовать повышенные нагрузки на долото.

Для компенсации геологических причин искривления (наклонно-залегающие анизотропные породы) можно использовать методы наклонно направленного разбуривания ствола в направлении, противоположном естественному искривлению.

Метод буровых трасс – перенос устья скважины по азимуту и величине смещения при самопроизвольном искривлении скважин.

4. СПОСОБЫ БУРЕНИЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

Наклонно направленные (Н/Н) скважины, как и вертикальные, могут буриться и роторным способом, и забойными двигателями. До 30-40 г.г. прошлого века до разработки в СССР турбобуров бурение наклонно направленных скважин во всем мире производилось роторным способом. Для искривления ствола скважины использовались клинья – отклонители (уипстоки). С разработкой гидравлических забойных двигателей для искривления ствола скважины стали использовать забойные двигатели-отклонители (на базе турбобуров, объемных двигателей, электробуров).

Очевидно, что условия работы бурильной колонны в наклонно направленных скважинах при роторном способе более тяжелые, чем при бурении забойными двигателями. На искривленных участках бурильные трубы испытывают знакопеременные напряжения, что может приводить к их усталостному разрушению. Из-за больших сил прижатия бурильные трубы при вращении подвергаются абразивному изнашиванию. Это обусловливает высокие требования к прочностным характеристикам бурильных труб при роторном способе бурения наклонно-направленных скважин.

С другой стороны, при вращении бурильных труб силы сопротивления осевому перемещению бурильной колонны значительно меньше, чем при бурении забойными двигателями, когда бурильная колонна не вращается. Это обусловливает лучшую передачу веса бурильной колонны к долоту, что особенно важно при бурении скважин с большими отходами, когда силы трения невращающейся бурильной колонны о стенки скважины сравнимы или больше осевой составляющей веса труб.

При проходке участков ствола скважин с большими зенитными углами (более 60-70 0 ) возникают трудности с выносом шлама. Вращение труб при роторном бурении способствует улучшению выноса шлама.

В связи с изложенным во всем мире, сложилось следующее распределение способов бурения Н/Н скважин.

Участки набора и корректировки параметров кривизны, как правило, разбуривают с использованием гидравлических (электро) двигателей-отклонителей. Остальные участки наклонно-направленных скважин проходят с использованием того способа бурения, который принят в данном регионе (стране, фирме). Бурение скважин с большим отходом, так называемых пологих скважин, у которых длина ствола L много больше вертикальной глубины Н, осуществляется исключительно роторным способом с использованием роторных управляемых систем (РУС). Бурение таких скважин, а также скважин с горизонтальным стволом длиной более 400 м осуществляется станками с верхним приводом.

4.1. ПРОФИЛИ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН

Большое значение в наклонно направленном бурении имеет правильный выбор профиля (вертикальной проекции) скважины. Рациональный профиль позволяет до минимума сократить работу отклоняющей компоновки на возможно меньшей глубине, обеспечивает необходимое смещение забоя относительно устья (по горизонтали) и допустимую интенсивность искривления, а также свободное прохождение по стволу компоновок бурильной и эксплуатационной колонн. Профиль должен обеспечивать эксплуатацию скважины всеми современными методами и оборудованием достаточно долго и безаварийно. Причем забой скважины непременно должен находиться в так называемом «круге допуска».

Следовательно, профиль наклонной скважины необходимо выбрать таким, чтобы при минимальных затратах времени и средств довести ее до проектной глубины без осложнения и аварий, обеспечив надлежащее качество для длительной и безаварийной эксплуатации.

В настоящее время широко применяются и отвечают практически всем геолого-техническим условиям и технологическим требованиям бурения и эксплуатации профили скважин следующих типов (рис. 4.1).

Профиль типа А состоит из трех участков: вертикального 1, участка набора зенитного угла 2, участка стабилизации (наклонно прямолинейного) зенитного угла 3, продолжающегося до проектной глубины скважины. Применение этого профиля позволяет до минимума ограничить число рейсов с отклонителем, получить максимальную величину отхода при минимальном значении зенитного угла. Отсутствие перегибов ствола облегчает и ускоряет спускоподъемные операции. Эксплуатация скважин с подобным профилем не вызывает затруднений. Однако бурение участка стабилизации требует специальных компоновок низа бурильной колонны и высокой технологической дисциплины.

Профиль типа Б также состоит из трех участков. Но в отличие от А третий участок – естественного снижения (падения) зенитного угла. В этом случае необходимо набрать больший зенитный угол (при том же отходе), что увеличивает объем работы отклоняющей компоновки, ухудшает проходимость инструмента и геофизических приборов, осложняет условия эксплуатации скважины.

Профиль типа В имеет четыре участка: вертикальный 1, набора зенитного угла 2 по радиусу RB, участок падения зенитного угла 3 по радиусу (обычно RB < ) и вертикального участка 4.

Профиль типа Г состоит из четырех участков, но в отличие от типа В после вертикального 1 и участка набора зенитного угла 2 бурится наклонно прямолинейный участок 3, переходящий затем в участок 4 – падение зенитного угла.


Профиль типа Д имеет пять участков: вертикальный 1, набора зенитного угла 2 по радиусу RД, участок стабилизации 3, участок донабора зенитного угла 4 по радиусу с входом в продуктивный пласт при углах 85° и более и горизонтальный участок 5, проходящий по продуктивному пласту. Длина участка 5 может составлять от нескольких десятков метров до 10 тыс. м и более (акватория Северного моря).

Профиль типа Е состоит из двух участков: вертикального и участка малоинтенсивного набора зенитного угла по большому радиусу RE. Этот тип профиля может быть применен при использовании безориентированного бурения либо в случаях работы самоориентирующихся отклоняющих систем, которые в настоящее время начали появляться как в России, так и за рубежом.

Анализ приведенных типов профилей показывает, что все они имеют первый вертикальный участок, который нужен для создания минимально необходимой нагрузки на долото. Вторым всегда является участок набора зенитного угла. Здесь осуществляются работы по ориентированию отклонителя прямыми методами, точность которых зависит от глубины.


По формуле М = 3° можно определить ошибку при прямом методе ориентирования отклонителя (спуск по меткам). Здесь М – ошибка в градусах; п – число спущенных труб (меток на трубах). Поэтому стремятся эти работы провести на малых глубинах (100–300 м).

Поскольку наибольший объем бурения приходится на Западную Сибирь, где используется кустовой способ разбуривания месторождений, приводим характерные типы профилей для данного региона. При отходе до 300 м применяется профиль А, при больших отходах – профиль Г. При бурении скважин с горизонтальным окончанием применяется профиль Д.

Согласно существующим инструкциям интенсивность набора зенитного угла не должна превышать 1°30¢ на 10 м, (Rmin = 382 м), а максимальное значение зенитного угла на участке стабилизации »20° при максимально возможной его протяженности. Как правило, на таких участках проектируется установка в эксплуатационных скважинах ЭЦН.

Практикой установлено, что удовлетворительная эксплуатация электропогружных и штанговых насосов обеспечивается при зенитных углах 20–25°.

Трех- и четырехинтервальный профиль широко распространен в Тимано-Печорском бассейне, в Среднем Поволжье, Башкортостане и Татарстане при бурении кустовым методом (профили типов А, Б, В).

Зарубежный опыт строительства кустовых скважин свидетельствует о том, что все большее число наклонных скважин бурится по профилям типа А и Д (иногда без участка 5). Могут быть и варианты профиля Д (дуга окружности, большой длины наклонно прямолинейный участок, участок с постоянно возрастающим значением зенитного угла).

Профили типов А и Д (разных вариаций) выгодно отличаются от других тем, что не имеют перегибов, это улучшает проходимость инструмента, снижаются силы сопротивления при движении бурильных и обсадных колонн.

Перспективным является двухинтервальный тип профиля Е, разработанный во ВНИИБТ, состоящий из вертикального участка, плавно переходящего в дугу большого радиуса (малоинтенсивный набор значения зенитного угла).

Необходимо отметить, что абсолютное большинство проектируемых типов профилей являются плоскими. Однако в процессе бурения, особенно в сложных горно-геологических условиях, происходит искривление скважин, и профиль становится пространственным.

Лекция 9. Самопроизвольные искривления скважин

В процессе бурения возможны следующие направления ствола скважины (рис. 6):

- строго вертикальное (см. рис. 6, а);

- наклонное к вертикали (см. рис. 6, б);

- плавно искривленное в одной плоскости (см. рис. 6, в).

- имеющее ряд пространственных изгибов (см. рис. 6, г).

В первом случае скважину принято называть прямой или вертикальной, в остальных — наклонной.

Скважины бурят вертикальные и наклонные. В первом случае предпринимают меры для предупреждения искривления скважины, а во втором — целенаправленно бурят скважину с наклонным положением ее оси.

В процессе бурения ствол скважины по различным причинам самопроизвольно искривляется. Искривление скважины происходит из-за воздействия как природных, так и технико-технологических факторов.
Рисунок 6 – Направление стволов скважин:
а — вертикальное; б — наклонное; в — искривленное в одной плоскости; г — с пространственными изгибами

К природным факторам относятся следущие: наклонное залегание горных пород, чередование пород различной твердости, их слоистость, трещиноватость, наличие каверн, плоскостей сдвигов, а также анизотропность пород, которая заключающаяся в том, что их свойства вдоль и поперек напластования не одинаковы.

К технико-технологическим факторам относятся: потеря прямолинейности нижней части бурильной колонны при создании осевой нагрузки на долото, его вращение, использование изогнутых труб, нерациональных компоновок низа бурильной колонны (КНБК).

Негоризонтальность стола ротора и нецентрированность вышки приводят к отклонению скважины от вертикали в начальный период ее бурения.

Искривление ствола скважины в любой точке характеризуется двумя элементами:

- углом искривления — зенитным углом, который показывает отклонение оси скважины от вертикали;

- азимутальным углом (азимутом скважины). Это угол между вертикальной плоскостью, в которой лежит ось искривленной скважины, и вертикальной плоскостью, проходящей через северный конец магнитной стрелки.

При постоянном азимуте скважина искривляется в одной плоскости, а при переменном — происходит пространственное искривление ствола скважины. Кривизной скважины называется приращение угла искривления на определенном криволинейном участке.

Отсутствие контроля и профилактических мероприятий часто приводит к искривлению скважины, значительному смещению забоя от устья. В искривленной скважине, особенно при резком изменении направления кривизны, затруднено нормальное выполнение буровых работ, происходит поломка

инструмента, значительно затруднены ловильные работы. Спустить колонну обсадных труб в такую скважину не всегда возможно в связи с большим трением труб о стенки, что приводит к образованию сальников на колонне и недоброкачественному цементированию.

Кривизна скважин нарушает правильную эксплуатацию нефтяного месторождения в результате смещения забоев, затрудняет геологические наблюдения, искажает представление о действительной мощности пластов, может быть причиной ошибки при назначении глубины остановки колонны и т. п.

Вертикальной считается скважина, у которой устье и центр круга допуска лежат на вертикальной прямой, являющейся ее проектным профилем, а отклонение ствола скважины от вертикали не превышает радиус круга допуска при расстоянии между скважинами U > 2000 м:

скважины глубиной, м ………до 2000 2200…2500 2500…3000 свыше 3000

Радиус круга допуска, м ………10 % U 12 % U 15 % U 20 % U

Для разведочных скважин радиус круга допуска составляет 10% U.

Борьба с искривлением скважины начинается еще во время подготовительных работ к бурению. Необходимо проверить горизонтальность установки ротора, центрирование вышки, тщательно выверить центрирование и вертикальность направления, проверить прямолинейность бурильных труб и ведущей бурильной трубы.

В начальный период бурения необходимо удерживать верхнюю часть ведущей бурильной трубы от наклонов и сильного раскачивания. При дальнейшем бурении основными профилактическими мерами против самопроизвольного искривления скважины являются: соответствующая компоновка нижней части бурильной колонны и регулирование режима бурения в соответствии с характером пород и условиями их залегания. К элементам компоновок нижней части бурильной колонны для предупреждения искривления скважин относятся: калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, короткие УБТ (маховики).

В практике буровых работ, как в нашей стране, так и за рубежом для предотвращения искривления скважин используют КНБК, основанные на следующих принципах: отвеса (рис. 7, а, б); центрирования нижней части колонны бурильных труб (рис. 7, в, г); гироскопического эффекта вращающейся массы.

Типичная компоновка низа бурильной колонны, в которой использован принцип отвеса, основывается на создании наибольшей массы у долота. При этом осевая нагрузка должна быть такой, при которой нижняя часть компоновки не изгибается. Однако такие нагрузки, как правило, не обеспечивают эффективного разрушения пород. Обычно применяют осевые нагрузки, под воздействием которых нижняя часть колонны бурильных труб принимает форму пространственной спирали. Осевая нагрузка, при которой прямолинейная труба начнет изгибаться, называется критической нагрузкой первого порядка. Существуют нагрузки второго и более высоких порядков. В этом случае следует применять КНБК, основанные на центрировании нижней части бурильных труб. Существуют два типа таких компоновок: маятниковые (рис. 7, в — д) и жесткие (рис. 7, е — к). В маятниковых компоновках эффект достигается установкой центраторов на некотором расстоянии от долота. Различный эффект действия компоновки обусловлен установкой центратора на разных расстояниях от долота. Жесткие компоновки используют при бурении скважин с большими осевыми нагрузками. Предупреждение изгиба труб достигают установкой центраторов, стабилизаторов и наддолотного стабилизирующего устройства. Такие компоновки применяют в основном при бурении скважин роторным способом. При бурении забойными двигателями также используют жесткие компоновки, устанавливая центраторы над долотом и двигателем.

Гироскопический эффект используют только при бурении с помощью турбобуров. В качестве гироскопа используют отрезок УБТ максимально возможного диаметра. Иногда между долотом и отрезком УБТ помещают калибратор-центратор. До начала бурения скважины буровая бригада должна быть ознакомлена с конструкцией КНБК, ее назначением и правилами эксплуатации. Выбранная компоновка нижней части бурильной колонны должна обеспечивать возможность бурения на оптимальных режимах с минимальной интенсивностью искривления.

Выбор технических средств для предупреждения искривления скважин нужно производить для конкретных геологических условий по интервалам бурения скважины. При этом необходимо учитывать следующее:

- агрегаты реактивно-турбинного бурения (РТБ диаметром 920 мм и более) и роторно-турбинные буры (РТБ диаметром 760, 640, 590, 490 и 445 мм), сочетающие в себе сниженный центр тяжести, реактивное движение или роторное вращение системы, наиболее эффективны для вертикальной проводки верхних интервалов глубоких и сверхглубоких скважин больших диаметров (445 мм и более) в сложных геологических условиях, способствующих естественному искривлению скважин;

- компоновку ступенчатого бурения, позволяющую одновременно проводить пилот-скважину долотами диаметром 295 мм и расширителями до диаметра 394 мм, необходимо применять для вертикальной проводки верхних интервалов глубоких скважин диаметром 394 мм в геологических разрезах, сложенных устойчивыми крутопадающими перемежающимися породами, способствующими естественному искривлению скважин;

- бурение пилот-скважин и последующее расширение до номинального диаметра целесообразно в породах, не способствующих естественному искривлению скважин;

- компоновки роторного бурения с повышенной жесткостью и сниженным к долоту центром тяжести за счет использования УБТ максимально возможного диаметра с центрирующими элементами или без них необходимо применять в мягких породах с пропластками твердых слоев, где отсутствует контакт калибрующих и центрирующих элементов со стенками скважины;

- жесткие компоновки нижней части бурильной колонны с калибраторами, центраторами и стабилизаторами при различных способах бурения эффективны в устойчивых породах, в которых обеспечивается контакт опорных элементов компоновки со стенками скважины;

- на устойчивость компоновки нижней части бурильной колонны большее влияние оказывает частота вращения, чем осевая нагрузка;

- в порядке уменьшения интенсивности искривления скважин существующие долота распределяются следующим образом: лопастные одношарошечные, алмазные, трехшарошечные, многошарошечные.

В геолого-техническом наряде на проводку скважины приводятся типы применяемых компоновок нижней части бурильной колонны с указанием их элементов и размеров по интервалам бурения, а также режимы бурения в этих интервалах.
Рисунок 7 – Компоновка низа бурильной колонны для борьбы с искривлением скважин:
а, б — компоновки низа с использованием принципа отвеса; в, г, д — с использованием маятникового эффекта; е – к — жесткие компоновки

Компоновку нижней части бурильной колонны применяют непосредственно из-под кондуктора, башмака промежуточной колонны или с начала бурения долотами, диаметр которых соответствует диаметру компоновки. Необходимо иметь в виду, что при спуске компоновки в участок ствола скважины, пробуренной без ее применения, указанный интервал должен быть тщательно проработан. Спуск компоновки в такую скважину без проработки категорически запрещается во избежание ее заклинивания.

Для измерения искривления скважины применяют инклинометры. После окончания бурения скважины или через определенные интервалы проходки каротажная партия измеряет углы а и ф при помощи специальных приборов, называемых инклинометрами. Инклинометр замеряет углы наклона до 45. 50°. Результаты измерений инклинометром представляются в виде таблиц углов наклона а и азимута ф через 25 или 50 м глубины. Результаты измерений изображаются в виде графиков проекций ствола скважины на горизонтальную плоскость в различных масштабах. Эти графики называются инклинограммами. На них указываются направление магнитного меридиана, горизонтальный масштаб и общее отклонение. Кроме того, у каждой точки наносятся глубина и углы наклона.

ОСН1 [стр.142-154], ДОП 3 [стр.12-20]

1. Назовите возможные направления ствола скважины в процессе бурения?

2. Какие природные факторы вызывают искривления скважин в процессе бурения?

3. Назовите технико-технологические факторы, вызывающие искривления скважин.

4. Что учитывается при выборе технических средств для предупреждения искривления скважин?

Причины и отрицательные последствия самопроизвольного искривления ствола скважины

Основной причиной осложнений является не правильным выбором вида бурового раствора или его качество, исключением является искривлением скважины.

Искривление скважин : называют самопроизвольное отклонение ствола скважины от заданного направления. Причинами искривления могут являться как технически так и геологические. К техническим относятся а) Не центровка вышки. б) не вертикальность постановки направления, в) не горизонтальность ротора, г) большие зазоры между зажимами ротора более 3-5мм, д ) применение кривой ведущей трубы или использование кривой бурильной колонны.

К геологическим причинам относят следующие факторы а) наличие в разрезе круто подающих пластов, б) переслаивание пород по твердости, в) анизотропность горных пород то есть различная твердость в разных направлениях, г) внедрение твердых включений в мягкие породы, д ) наличие каверны в разрезе. Чрезмерная интенсивность промывки в легко размываемых породах. Использовании пресных растворов при прохождении соляных пластов что приводит к растворению пластов и образовании каверн. Для определения забоя в пространстве используют элементы.

а) зенитный угол, - это вертикальный угол между вертикалью и направлением угла скважин

б) проложение отход скважины – это расстояние между горизонтальной проекцией и фактическим забоем,

г) азимуальный угол определения направление отхода, - Это горизонтальный угол между стрелкой компаса на север и направлением. Отсчет азимутального направление только по часовой стрелке. Зная элементы искривленной скважины всегда место положения забоя в пространстве.

Меры предупреждения искривления:

1. ликвидировать все технические причины;

2. использовать жесткие активно действующие КНБК ;

3. переходить на специальным режим фиксировав скорость вращения долота с ограничением осевой нагрузки.

Читайте также: