Технические причины искривления скважин

Обновлено: 07.07.2024

Предупреждение искривления вертикальных скважи скважин

С увеличением глубины скважины, форсированием режимов бурения (увеличением нагрузок на долото, давлений и расхода промывочной жидкости) и выходом в новые районы проблема предупреждения искривления скважин особенно актуальна, и в первую очередь при геологоразведочных работах.

Во многих организациях, проводящих работы в сложных геологических условиях, накоплен значительный опыт предупреждения искривления скважин при бурении различными КНБК. Однако применение КНБК не всегда эффективно из-за слабого теоретического обоснования схем компоновок и кустарного изготовления их элементов в местных условиях. Теоретические и конструкторские работы и экспериментально-промышленные исследования позволили разработать методики расчета КНБК, создать и испытать технические средства предупреждения искривления скважин. Необходимо помнить, что основным средством предупреждения искривления вертикальных скважин является правильная конструкция КНБК, определяемая осевой нагрузкой на долото, диаметром и глубиной скважины, геологическими условиями, физико-механическими свойствами горных пород, допустимым зенитным углом и другими факторами.

В сложных геологических условиях наиболее распространены методы предупреждения искривления скважин:

Снижение осевой нагрузки на долото;
Периодическое использование средств искусственного искривления;
Бурение вертикального пилот-ствола жесткими КНБК и последующее его расширение;
Бурение жесткими КНБК;
Бурение КНБК с максимально приближенным к долоту центром тяжести.
Метод снижения осевой нагрузки на долото хоть и позволяет проводить скважины в сложных геологических условиях с небольшими искривлениями, без перегибов и минимальной интенсивностью, но приводит к увеличению сроков и стоимости буровых работ из-за низких механической скорости и проходки на долото, особенно в крепких породах.

В США снижение осевой нагрузки на долото используется при комбинированном методе предупреждения искривления скважин, заключающемся в бурении жесткой КНБК с повышенными нагрузками до тех пор, пока угол искривления не приблизиться к установленному пределу. Затем применяют КНБК, обеспечивающие создание эффекта «отвеса» и снижающие нагрузку на долото. Таким образом, при комбинированном методе показатели бурения высокие и скважину проводят с допустимым искривлением, но с неизбежными перегибами ствола из-за различной интенсивности искривления.

Метод бурения с периодическим использованием средств искусственного искривления состоит в том, что бурение производится с КНБК, общепринятой для данного района, с полной нагрузкой на долото да тех пор, пока угол искривления не достигнет 5-7°. Затем в скважину периодически спускают отклонитель и искривляют ствол скважины в противоположную сторону. При этом получаются хорошие показатели бурения (механическая скорость и проходка на долото), но формируется некачественный ствол, с резкими перегибами, что отрицательно сказывается на весь дальнейший процесс проводки скважины. К недостаткам относится также затрата дополнительного времени на ориентирование отклонителей. Этот метод является методом борьбы с уже искривившейся скважиной.

Для скважин большого диаметра применяются два метода:

Бурение вертикального пилот-ствола жесткой КНБК из серийных элементов и последующее его расширение;
Бурение долотами большого диаметра.

Первый метод эффективен с точки зрения оптимального разрушения горных пород (создание предварительной зоны разрушения стволом скважины малого диаметра), но требуются большие затраты на расширение скважины из-за отсутствия эффективных средств.

При втором методе наблюдаются невысокие показатели из-за низкого качества долот и подачи недостаточного количества промывочной жидкости. Использование жестких КНБК максимального наружного диаметра заключается в лучшем центрировании и меньшей возможности искривления, что позволяет создавать большие осевые нагрузки на долото, улучшая показатели бурения. Причем интенсивность искривления зависит от величины зазора между КНБК и стенкой скважины. Этот метод эффективен в устойчивых породах при постоянном контакте опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ) со стенкой скважины.

Метод максимального приближения центра тяжести к долоту основан на использовании УБТ максимального диаметра в составе КНБК как отвеса (маятниковый эффект). Метод пригоден в слабоустойчивых породах для КНБК без ОЦЭ, когда значительные нагрузки на долото позволяют бурить с высокой скоростью.

Эффективность использования жестких КНБК в предупреждении искривления скважин во многом зависит от их конструктивных особенностей. Анализ условий работы КНБК и результаты теоретических исследований позволили сформулировать основные требования к конструкциям. КНБК должны обладать максимально возможной жесткостью, поэтому следует изготавливать их из круглых УБТ увеличенного диаметра или УБТ специального проката с фигурным поперечным сечением (квадратным, крестообразным и т.п.), чья жесткость больше жесткости круглых УБТ.

Жесткие КНБК должны иметь минимальный первоначальный прогиб, т.к. деформированные компоновки формируют ствол больше диаметра долота. Радиальный зазор между ОЦЭ и стенками скважины увеличивается, создаются благоприятные условия для перекоса КНБК и искривления ствола. КНБК должна иметь как можно меньше резьбовых соединений, увеличивающих первоначальный прогиб, усложняющих сборку-разборку и затрудняющих ловильные работы в случае аварий.

В составе жесткой КНБК должен быть наддолотный калибратор для выравнивания стенок скважины и предотвращения прихватов. При бурении, особенно шарошечными долотами, получаются неровные стенки, форма ствола отличается от цилиндрической. Роль калибратора может выполнять нижний ОЦЭ с усиленным вооружением рабочей поверхности из износостойкого материала.

Для нормальной циркуляции промывочной жидкости на наружной поверхности всех ОЦЭ промывочные каналы должны иметь размеры, близкие кольцевому зазору между УБТ, входящими в состав компоновки, и стенками скважины. Наружный диаметр каждого ОЦЭ должен быть равен диаметру долота, а длина – не меньше 1,5-2 номинальных диаметров. Площадь контакта рабочих поверхностей ОЦЭ со стенками скважины должна обеспечивать надежное центрирование КНБК и не вызывать интенсивного разрушения стенок скважины. Рабочие поверхности всех ОЦЭ должны быть армированы износостойким материалом.

Для успешного предупреждения искривления следует исходить из конкретных геологических условий. Если геологические факторы, влияющие на искривление скважины, весьма слабы, то нужно устранить лишь влияние технических и технологических факторов, т.е. применить достаточное количество УБТ соответствующего диаметра и соблюсти технологические правила бурения. Если влияние геологических факторов велико, то указанных мероприятий для предупреждения искривления будет недостаточно, и необходимо применять жесткие КНБК максимального наружного диаметра.

Таким образом, из всех методов предупреждения искривления скважин в сложных геологических условиях наиболее эффективно использовать жесткие КНБК в устойчивых породах и КНБК с приближенным к долоту центром тяжести, т.е. составленные из УБТ максимальных диаметров, в слабоустойчивых породах.

В настоящее время широко применяются КНБК, работающие на принципе отвеса и обеспечивающие максимально целесообразную длину участка от забоя до нижнего контакта колонны со стенкой скважины. Конструкция КНБК, основанная на принципе центрирования ее в стволе скважины (жесткая КНБК), применяется реже, но в районах, где геологические условия способствуют сильному искривлению скважин, они часто дают наилучший эффект по предупреждению искривления.

Типовая КНБК для большинства скважин включает два ОЦЭ над долотом между маховыми массами (маховиками в виде УБТ) и ОЦЭ над турбобуром или при роторном бурении – над долотом и выше, в некоторых случаях вместо ОЦЭ – УБТ квадратного сечения (КУБТ). Если по расчетам или опытной проверке получены недопустимые по нормам отклонения, то включают несколько ОЦЭ в КНБК.

Приведем ряд конструкций КНБК, применяемых при турбинном и роторном бурении (рис.1 и 2) в сложных геологических условиях. В зависимости от конкретной обстановки бурения можно собирать необходимые КНБК из имеющегося набора элементов: долота, наддолотные калибраторы, турбобуры, сбалансированные трубы – маховики, КУБТ, центраторы, стабилизаторы и обычные УБТ. В качестве первой опоры над долотом можно применять либо шарошечный калибратор, либо трехгранный калибратор-центратор (рис. 3, a, б, в), или центратор типа б, г, в качестве второй опоры – резиноспиральный калибратор (рис. 3, д, е), трехгранный калибратор-центратор (рис. 3, б, в) или калибратор типа г (рис. 3, е) и б. в некоторых случаях можно использовать центраторы трехшарошечные, изображенные на рис. 4. В качестве стабилизирующего устройства при турбинном бурении целесообразно устанавливать сбалансированные тяжелые трубы – маховики (см. рис. 5, б), а при роторном – КУБТ (рис. 5, а). Центрирующие приспособления рекомендуется применять с начала бурения для центрирования ведущей трубы относительно оси вышки. После некоторого углубления центрировать следует саму КНБК относительно оси скважины.

Во всех случаях при бурении вертикальных скважин необходимо применять наддолотный калибратор-центратор, повышающий устойчивость долота на забое и тем самым создающий условия для бурения без снижения нагрузок на долото.

Современные ОЦЭ можно разделить на следующие группы:

Калибраторы, выполняющие калибрующие и центрирующие функции;
Стабилизаторы (трубные центраторы, КУБТ);
Центраторы (планочные жесткие, пружинные, резиновые, каркасно-резиновые).

ОЦЭ, устанавливаемый в нижней части КНБК, длиной в 50-80 диаметров долота, чья ось совпадает с осью скважины, называется стабилизатором. ОЦЭ длиной в 1-2 диаметра долота, ось которого не совпадает с осью скважины, называется центратором.

Стабилизаторы не только центрируют КНБК, но и добавляют её жесткости. При необходимости перекрытия зон трещиноватости или кавернозности следует применять стабилизаторы вместо центраторов. Желательно, чтобы диаметр ОЦЭ был равен диаметру долота, иногда – и больше его. С этой позиции центраторы, особенно резинокаркасные, имеют преимущества перед стабилизаторами.

Как показала практика использования различных типов КНБК, возможно предотвращать искривление скважин и бурить в геологических условиях, способствующих искривлению, без ограничения осевой нагрузки.

Действенный способ предотвращения искривления вертикальных скважин – включение в КНБК шарошечных расширителей, агрегатов реактивно-турбинного бурения (РТБ), особенно для строительства глубоких и сверхглубоких скважин (рис. 5, в, г, д).

Соблюдение минимального зазора между наружным диаметром ОЦЭ и стенкой скважины – один из основных факторов, обеспечивающих центрирование КНБК в стволе скважины.

Для выбора типовой КНБК для бурения в конкретных горно-геологических условиях необходимо апробировать ее в нескольких скважинах в вертикальном стволе как в пределах нормы, так и в отношении повышения показателей работы долот. Надо помнить, что при всех экспериментальных проверках и сопоставлении эффективности тех или иных КНБК необходимо бурить без ограничения осевой нагрузки. В очень сложной геологической обстановке следует бурить вертикальные скважины с учетом как технического (конструкция КНБК), так и технологического (режимы бурения) факторов

ТЕМА 9 Искривление скважин. Бурение наклонно – направленных скважин

· причины и последствия самопроизвольного искривления ствола скважины; мероприятия по предупреждению самопроизвольного искривления ствола скважины; методы контроля за пространственным положением ствола скважины и управления траекторией ствола; основные термины и определения, применяемые в наклонно-направленном бурении; типы профилей, методику их расчета и построения; типы отклонителей; компоновку инструмента с отклонителями; сущность кустового и многозабойного бурения; технологию бурения скважин с горизонтальным вхождением в пласт.

Уметь:

· выбирать КНБК для бурения вертикальных и наклонно-направленных скважин, рассчитывать и строить профиль наклонно-направленной скважины, производить ориентированный спуск и забойное ориентирование отклонителей, выбирать КНБК для управления траекторией ствола наклонной скважины.

Основные понятия о пространственном положении и искривлении скважин

Абсолютно вертикальных скважин не существует. Ствол скважины при бурении может отклоняться от вертикального направления и возможны следующие направления:

строго-вертикальное;
наклонное к вертикали;
наклонное к вертикали с плавным искривлением в одной плоскости;
наклонное к вертикали с рядом пространственных изгибов.

В процессе бурения скважин ствол по различным причинам самопроизвольно искривляется. При этом забой вертикально забуриваемых скважин оказывается смещенным относительно проектного положения на десятки и сотни метров. Угол отклонения измеряется инклинометром.

Рисунок 48. Направление стволов скважин

1 – вертикальное,

2 – наклонное,

3 – искривленное в одной плоскости,

4 – с пространственными изгибами

Вследствие самопроизвольного искривления ствола скважины происходит:

повышенный износ бурильных труб;
заклинивание бурильной колонны при СПО из-за больших усилий на трение труб о стенки скважины;
затруднение в определении фактической нагрузки на долото;
усложнение при ликвидации аварий;
затруднение при спуске обсадной колонны и некачественное цементирование;
нарушение сетки разработки;
искажается представление о действительной мощности пластов.

Самопроизвольное искривление ствола скважины происходит из-за влияния геологических и технико-технологических факторов.

Геологические факторы:

наклонное залегание горных пород;
чередование пород различной твердости;
слоистость, трещиноватость и кавернозность пород;
анизотропность пород (свойства вдоль и поперек напластования не одинаковы).

Технико-технологические факторы:

использование изогнутых труб или перекос при свинчивании резьбы;
несоосность вышки и устья скважины;
наклонное положение стола ротора;
осевая нагрузка неправильно выбрана (чем больше осевая нагрузка, тем интенсивнее увеличивается искривление ствола скважины);
тип долота (при бурении алмазными долотами стенки скважины разрушаются в меньшей степени, чем при бурении шарошечными);
нерациональная компоновка низа бурильной колонны (КНБК).

Искривление ствола скважины характеризуется двумя элементами:

Рисунок 49 – Пространственное положение

Вертикальная проекция скважины – профиль; горизонтальная – инклинограмма.

При постоянном азимуте скважина искривляется в одной плоскости, при переменном азимуте происходит пространственное искривление ствола скважины.

Кривизной скважины называется приращение угла искривления на определенном криволинейном участке.

Таблица 10 – Допустимые отклонения фактического забоя скважины

Геоло-гические условия	Развед. скв-на	Эксплуатационные скважины
до 2000 м	2000-2500м	2500-3000м	св.3000м
S>200	S<200	S>200	S<200	S>200	S<200	S>200	S<200
Платформ. область	10%S	10%S	12%S	15%S	20%S
Складчатая область	10%S	12%S	20%S	15%S	25%S	15%S	25%S	20%S	30%S

Борьба с искривлением скважины должна начинаться при подготовительных работах к бурению. Необходимо проверить горизонтальность установки ротора, центрирование вышки, центрирование и строгая вертикальность направления, прямолинейность бурильных труб и ведущей трубы.

Существуют допустимые отклонения фактического забоя от проектного в зависимости от геологических условий, глубины скважины и сетки разработки, указанные в таблице 10 (S – расстояние между забоями).

ОБЩИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН

Более полное извлечение углеводородов из пластов является важной экономической составляющей. Одной из главных задач направленной скважины - совершенствования технологии разработки нефтяных месторождений.

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

· 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 называют 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 месторождений направленные скважины также эффективны при:

· бурении в обход осложненных зон горных пород;

· бурении под недоступные или занятые различными объектами участки земной поверхности;

· глушении открытых фонтанов;

· вскрытии крутопадающих пластов и т.д.

Выбор конфигурации (трассы) ствола направленной скважины определяется следующими главными причинами:

1) одиночная скважина или куст скважин сооружается в данном месте;

2) наличие препятствий для заложения устья над забоем скважины;

3) расположение фильтра (вертикально, наклонно или горизонтально).

Конфигурация ствола скважины должна обеспечить:

· высокое качество скважины как эксплуатационного объекта;

· минимальные нагрузки на буровое оборудование при СПО;

· 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.

Искривление скважин – это контролируемый процесс отклонения от первоначально заданного направления при бурении. Все скважины по различным причинам в той или иной мере искривляются. Искривление скважин бывает:

· Естественным - непреднамеренное искривление;

· Искусственным - искривление с помощью различных технологических и технических приемов.

Искривление скважин сопровождается осложнениями, к ним относятся:

1) более интенсивный износ бурильных труб,

2) повышенный расход мощности,

3) затруднения при производстве спуско-подъемных операций (СПО),

4) обрушение стенок скважины и др.

Однако в ряде случаев искривление скважин позволяет значительно снизить затраты средств и времени при разработке месторождений нефти и газа.

Таким образом, если искривление скважины нежелательно, то его стремятся предупредить, а если оно необходимо, то его развивают.

Направленное бурение - процесс бурения скважин с использованием закономерностей естественного искривления и с помощью технологических приемов и технических средств для вывода скважины в заданную точку. При этом искривление скважин обязательно подвергается контролю и управлению.

В процессе бурения направленной скважины необходимо знать положение каждой ее точки в пространстве, для этого определяются:

1) координаты устья скважины;

2) параметры трассы (рис. 1), к которым относятся:

· длина скважины L - расстояние между устьем и забоем по оси.

Проекция оси скважины на вертикальную плоскость называется профилем, а на горизонтальную - планом.

Рисунок 1 – Элементы пространственного расположения скважин

Вертикальная плоскость, проходящая через ось скважины, или касательную к ней, называется апсидальной.

При проходке скважины происходит увеличение зенитного угла (бурение с подъемом угла), а при выкручивании - уменьшение (бурение с падением угла). При искривлении скважины влево азимут ее уменьшается, а вправо - увеличивается.

Кроме указанных величин направленные скважины характеризуются:

1) величиной отхода (смещения) S - длина горизонтальной проекции прямой, соединяющей устье и забой скважины;

2) глубиной по вертикали h- длина вертикали, соединяющей устье с горизонтальной плоскостью, проходящей через забой скважины (рис. 1).

Отклонение скважин от проектного положения происходит вследствие:

1) неправильного заложения оси скважины при забуривании

2) искривления в процессе бурения.

В первом случае имеют место причины субъективного характера, которые могут быть легко устранены. Для этого необходимо обеспечить:

· соосность фонаря вышки, проходного отверстия ротора и оси скважины;

· горизонтальность стола ротора, прямолинейности ведущей трубы, бурильных труб и УБТ согласно техническим условиям.

Рисунок 3 – Механизм искривления скважин

Во втором случае действуют объективные причины, связанные с неравномерным разрушением породы на забое скважины. Каждая из этих причин проявляется в виде сил и опрокидывающих моментов, действующих на породоразрушающий инструмент. Все эти силы и моменты могут быть приведены к одной равнодействующей и главному моменту. При этом возможны четыре случая:

1. Все силы приводятся к равнодействующей, совпадающей с осью скважины, момент отсутствует (рис. 3, а). В этом случае обеспечивается бурение прямолинейной скважины. Таким образом, если искривление нежелательно, то необходимо создать вышеприведенные условия, что, однако, трудно достижимо.

2. Все силы приводятся к равнодействующей, направленной под углом к оси скважины, момент отсутствует (рис. 3, б). Под действием боковой составляющей равнодействующей силы происходит фрезерование стенки скважины, а следовательно, искривление. Интенсивность искривления зависит от физико-механических свойств пород, боковой фрезерующей способности долота, механической скорости бурения и других факторов. Следует отметить, что при искривлении только за счет фрезерования стенки скважины имеют место резкие перегибы ствола, что приводит к посадкам инструмента при спуске и требует дополнительной проработки скважины.

4. Все силы приводятся к равнодействующей, не совпадающей с осью скважины, и к опрокидывающему моменту (рис.3,г). В этом случае искривление скважины происходит за счет совместного действия фрезерования стенки скважины и наклонного положения инструмента относительно оси скважины.

ВЫВОД: Возникновение вышеуказанных сил и моментов, действующих на породоразрушающий инструмент, происходит из-за множества причин, не все из которых известны. Все причины условно могут быть подразделены на три группы:

ОБЩИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН

Анализ искривления скважин показывает, что оно подчиняется определенным закономерностям, но для разных месторождений они различны и могут существенно отличаться. Общие закономерности искривления:

1. Скважины стремятся занять направление, перпендикулярное слоистости горных пород. По мере приближения к этому направлению интенсивность искривления снижается (рис. 4).

Рисунок 4 – Изменение направления скважины в крест слоистости горных пород

2. Уменьшение зазора между стенками скважины и инструментом приводит к уменьшению искривления.

3. Места установки центрирующих элементов и их диаметр весьма существенно влияют на направление и интенсивность зенитного искривления.

4. Увеличение жесткости инструмента уменьшает искривление скважины, поэтому скважины большего диаметра искривляются менее интенсивно, чем скважины малого диаметра.

5. Увеличение осевой нагрузки приводит к увеличению интенсивности искривления, а повышение частоты вращения колонны бурильных труб - к снижению искривления.

6. Направление и интенсивность азимутального искривления зависят от геологических факторов.

7. Абсолютная величина интенсивности азимутального искривления зависит от зенитного угла скважины - с его увеличением интенсивность азимутального искривления снижается.

Основные причины искривления скважин

Характер и интенсивность искривления скважин зависит от причин геологического, технического и технологического характера, действующих в совокупности.
Причины геологического характера связаны с неоднородностью среды, в которой бурят.
Пересечение буровым снарядом слоистых пород различной твердости сопровождается изменением зенитного угла скважины и ее азимутального направления (рис. 72). При переходе из мягких пород в более твердые скважина отклоняется в сторону твердого слоя, так как в месте перехода коронка интенсивнее разрушает ту часть забоя, которая находится в мягких породах. При обратном переходе (из твердых пород в мягкие) скважина искривляется также в сторону твердых пород, но в меньшей степени, так как в конечной стадии перехода контакта породоразрушающий инструмент под воздействием осевой нагрузки скалывает часть твердой породы. В результате такой закономерности вертикальная или наклонная скважина, пересекая под острым углом слои пород, перемежающиеся по твердости, стремится постепенно занять положение, перпендикулярное к их напластованию. Искривляются скважины тем интенсивнее, чем чаще перемежаются и чем больше отличаются по твердости пересекаемые ими слон пород.
Большое значение при переходе скважины из породы одной твердости в другую имеет угол ее встречи с пластом (у). Если буровой снаряд встречается с твердыми породами под углом меньше критического, величина которого для различных пород равняется 15—24°, скважина может пойти вдоль висячего бока твердой породы. Для предупреждения искривления по указанным причинам скважины следует бурить по возможности вкрест простирания и падения пород.

Наклонные скважины при пересечении каверн, а также рыхлых несвязных и плывучих пород искривляются, стремясь под действием массы снаряда занять вертикальное положение (выкручиваются).
Встреча буровым инструментом в мягких породах твердых включений, валунов, крупного галечника может вызывать резкое искривление скважины с изменением как зенитного угла, так и азимутального ее направления.
Для предотвращения искривления скважин по этой причине необходимо бурить их с применением длинной колонковой трубы (6—12 м) на малой частоте вращения снаряда и с пониженной осевой нагрузкой на породоразрушающий инструмент. Кроме того, галечниковые зоны бурят с предварительным цементированием их. При встрече крупных валунов прибегают к разрушению их торпедированием.
Геологические причины могут оказывать постоянное равномерное влияние на искривление скважин, постоянное, но неравномерное в зависимости от интенсивности изменения зенитного или азимутального углов, а также носить локальный характер на одном или нескольких участках ствола скважины. Их тщательное изучение на конкретном геологическом разрезе позволяет использовать естественное искривление для расчета проектного профиля скважины.
Причины технического характера оказывают влияние на искривление скважин как при забуривании их, так и в процессе бурения. Направление искривления по техническим причинам может быть любое, и учесть его невозможно.
Отклонение оси скважины от заданного направления в самом начале может быть вызвано неправильной установкой станка, непрочным закреплением его на фундаменте, неисправным вращателем, а также отсутствием направляющей трубы, неточной ее установкой или недостаточно прочным закреплением.
Искривление скважин в процессе бурения связано с особенностями конструкции буровых инструментов и неправильными приемами работы, приводящими к перекосу снаряда и отклонению его оси от оси скважины. К этой группе причин искривления скважин относятся следующие: 1) работа погнутыми бурильными или колонковыми трубами, а также с эксцентриситетом в местах соединения бурового снаряда; 2) эксцентричное закрепление ведущей трубы в зажимных патронах шпинделя; 3) бурение породоразрушающими инструментами, имеющими разностенность; 4) бурение коротким колонковым снарядом, особенно в породах перемежающейся твердости; 5) наличие больших зазоров между стенками скважины и снарядом, что бывает при большом выпуске резцов твердосплавной коронки; 6) несвоевременное закрепление обсадными трубами стенок скважины в разрушенных и рыхлых породах, что приводит к чрезмерному расширению скважины по диаметру; 7) применение бурильных труб малого диаметра в скважине большого диаметра; 8) переход на меньший диаметр бурения без использования специального переходного снаряда, состоящего из колонковых труб прежнего и последующего диаметров, соединенных переходником; 9) использование снарядов недостаточной жесткости при бурении с большими осевыми нагрузками.
Искривление скважин по техническим причинам недопустимо, предупреждение их — обязанность буровой бригады.
Причины технологического характера связаны со способами и параметрами режима бурения. Они могут вызвать неравномерное разбурнвание забоя и стенок скважины, образование значительных зазоров между стенками скважины и снарядом, а также увеличение сил, отклоняющих колонковый снаряд от оси скважины.
Породы алмазными коронками разрушаются наиболее равномерно; зазор между стенками скважины и колонковым снарядом не превышает 1—1,5 мм, поэтому скважины искривляются незначительно.
Твердосплавные коронки с большим выпуском резцов на сторону (особенно ребристые) образуют значительный зазор между стенками скважины и колонковым набором, в результате чего при разбуривании пород, неоднородных по твердости, создаются благоприятные условия для искривления скважины.
Существенно влияет на искривление скважины механическая скорость проходки. Чем больше механическая скорость, тем меньше интенсивность искривления, так как время действия факторов, искривляющих скважину на данном интервале, уменьшается.
Искривлению скважины способствует большая осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент. Однако до тех пор, пока повышение осевой нагрузки сопровождается увеличением скорости углубления, она является фактором, снижающим интенсивность искривления скважины. Если с повышением осевой нагрузки скорость бурения не увеличивается, интенсивность искривления возрастает, особенно при работе короткими, недостаточно жесткими снарядами.
Увеличение частоты вращения бурильных труб способствует возрастанию центробежных сил, отклоняющих снаряд от оси скважины. В то же время повышается устойчивость вращающегося вала (бурильной колонны), если его рассматривать как гироскопический маятник. Кроме того, с увеличением частоты вращения снаряда повышается механическая скорость проходки и, как было сказано выше, сокращается время действия факторов, искривляющих скважину. Поэтому увеличение частоты вращения снаряда принято считать фактором, снижающим интенсивность искривления скважин.
Чрезмерно интенсивная промывка в мягких породах, особенно при плохом качестве глинистого раствора, вызывает размывание стенок скважины. Увеличение же диаметра скважины приводит к перекосу снаряда и отклонению скважины от заданного направления. Предупреждение технологических причин искривления скважин в значительной степени зависит от квалификации буровой бригады.
Основные признаки, указывающие на значительное искривление скважин: 1) повышенный износ бурового инструмента, работающего в скважине, особенно бурильных труб и их замковых соединений; 2) затрудненное проворачивание подвешенного в скважине инструмента; 3) уменьшение нагрузки на крюке при спуске бурового инструмента и резкое ее увеличение при подъеме; 4) увеличение числа аварий, главным образом обрывов бурильных труб; 5) ненормальная работа бурового оборудования — перегрузка двигателя, перегрев узлов станка, используемых в выполняемой операции, повышенное давление на буровом насосе.
При появлении этих признаков необходимо произвести замер искривления скважины и принять меры к устранению возникшего осложнения.

Измерение искривлений скважины

Чтобы своевременно заметить начинающееся искривление скважины, необходимо периодически, по мере углубления, контролировать ее направление.
Контроль искривления скважины бывает оперативный и плановый.
Оперативный контроль осуществляется силами буровой бригады.
Азимутальное отклонение неглубоких скважин от заданного направления обычно бывает незначительным. Поэтому при оперативном контроле искривления скважин глубиной до 100—150 м измеряется только зенитный угол. В скважинах более глубоких необходимо измерять зенитный угол и азимутальное направление через 50—100 м продвижения забоя, а в сложных геологических условиях — через каждые 20—25 м.
Плановый контроль искривления скважины осуществляется специальным каротажным отрядом через 200—300 м углубления скважины. В скважинах глубиной до 200 м такой контроль производится при достижении проектной глубины, в наклонных и интенсивно искривляющихся скважинах — через меньшие интервалы.
С целью контроля искривления скважин применяются приборы, при помощи которых измеряется только зенитный угол, или приборы, позволяющие замерять зенитный и азимутальный углы скважины.
Для измерения зенитного угла в приборах используется горизонтальное положение уровня жидкости или принцип отвеса.
Рассмотрим принцип использования горизонтального положения жидкости на примере прибора, представляющего собой стальной патрон, в котором устанавливается стеклянная пробирка диаметром 14—24 мм и длиной 150—200 мм. Пробирка на 1/3 наполняется 20%-ным раствором плавиковой кислоты и плотно закрывается резиновой пробкой На бурильных трубах или на канате герметично закрытый патрон опускают в скважину и выдерживают в спокойном состоянии 30—60 мин От химического воздействия плавиковой кислоты на стенках про бирки остается отпечаток, пользуясь которым определяют зенитный угол скважины. Линию отпечатка поверхности жидкости на стенках пробирки совмещают с прямой линией, проведенной произвольно на листке бумаги, и вдоль образующей пробирки прочерчивают еще одну линию. Угол между этими линиями является углом наклона скважины i, а зенитный угол 0 = 90°—i.
Более точно зенитный угол можно определить, пользуясь формулой

где hmах, hmin — расстояния, измеренные по меткам пробирки, от какой-либо плоскости, перпендикулярной к ее оси, до наиболее удаленной и наиболее низкой точек отпечатка поверхности жидкости; d — диаметр пробирки (рис. 73),
Вследствие капиллярных свойств поверхность жидкости в пробирке не будет строго горизонтальной: она поднимается больше там, где ее поверхность образует со стенками пробирки острый угол, и меньше — где тупой угол. Поэтому зенитный угол, замеренный по отпечатку плавиковой кислоты (0и), будет несколько меньше действительного (0д).
Величина искажения зависит от диаметра пробирки, шероховатости ее стенок и угла наклона. Для каждой партии пробирок экспериментально определяют поправки е и учитывают их со знаком плюс 0д = 0н + е.
В некоторых электролитических приборах вместо плавиковой кислоты и стеклянной пробирки используют водный раствор медного купороса и стальной стержень.

При использовании принципа отвеса последний в приборе имеет две степени свободы, т. е. всегда располагается в плоскости искривления скважины (апсидальиой). Регистрируя положение отвеса относительно оси скважины, получают величину зенитного угла в той части ствола, где зафиксирован прибор.
Для полного измерения (зенитного угла и азимута) искривления скважины применяют приборы (инклинометры):
1) действующие по принципу горизонтальности уровня жидкости и опускаемые в скважину строго ориентированно с использованием методов визирования, меток и последовательных ходов (ГБО-Я 2М, НКА, МИР);
2) с магнитной стрелкой и отвесом (Полякова, МИ-42, И-6, УМИ-25, МИ-30, ОК-40У, МИ-30У, МИ-42У, ИШ-2, ИШ-3, ИШ-4, ИК-1, ИК 2);
3) электромагнитные (МИА-II; МИА-Ш-МИА-ШМ);
4) гироскопические (ИГ-2, ИГ-50, ИГ 70);
5) фоторегистрирующие (ИФ-1, ИФ-2, ИФ-5, ИФ-6, АФИ-1, ГП-K1, MT-1).
Для оперативного измерения зенитного и азимутального углов скважин в слабомагнитных породах применяют приборы И-6, ОК-40У, МИ-30У, МИ-42У, MT-1.
Инклинометр И-6 (рис. 74, а) состоит из скважинного прибора датчика и наземной измерительной панели. В корпусе прибора-датчика, заполненном смесью трансформаторного масла с керосином, размещены измерительный элемент зенитных и азимутальных углов, фиксирующий механизм, реле времени и свечной мост.

Измерительный элемент представляет собой цилиндрическую рамку со смещенным центром тяжести, установленную на подшипниках и имеющую возможность вращаться вокруг оси, совпадающей с геометрической осью прибора. Внутри рамки находятся отвес, являющийся датчиком зенитных углов, и магнитная стрелка, являющаяся датчиком азимутов скважины.
Реле времени, рассчитанное на диапазон от 12 до 55 мин, срабатывая, через систему тяг и пружин прижимает отвес к дуговому, а магнитную стрелку к кольцевому реостатам.
Поднятый на поверхность прибор-датчик подключается свечным мостом к измерительной панели, с помощью которой определяются зенитный и азимутальный углы скважины в месте измерения.
Универсальный инклинометр оперативного контроля СЖ-40У (рис. 74, б) предназначен для измерения кривизны скважин, пробуренных в слабомагнитных породах на глубину до 2000 м. Принцип его действия так же, как и у инклинометра И-6, основан на фиксировании магнитной стрелки и отвеса в момент нахождения прибора на заданной глубине. Показания прибора расшифровываются после подъема его из скважины и извлечения из защитной гильзы.
Для планового контроля за направлением скважин наиболее распространены инклинометры ИК-2, УМИ-25, МИ-30.
Техническая характеристика инклинометров приведена в табл. 32.

Читайте также: