Л. М. Левинсон, Г.К. Чуктуров, М.Л. Левинсон,

Л. М. Левинсон, Г.К. Чуктуров, М.Л. Левинсон,

Ф.Х. Мухаметов

Техника и технология бурения и навигация сложнопрофильных скважин

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

Федеральное агентсво по образование

 

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

 

Самостоятельное структурное подразделение

«ИНСТИТУТ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО

ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ»

Л. М. Левинсон, Г.К. Чуктуров, М.Л. Левинсон, Ф.Х. Мухаметов

Техника и технология бурения и навигация сложнопрофильных скважин

Учебное пособие

Уфа

Издательство научно-технической литературы «Монография»

УДК 622.247.27

 

 

Утверждено решением Ученого совета

Самостоятельного структурного подразделения ГОУ ВПО УГНТУ

«Институт дополнительного профессионального образования»

в качестве учебного пособия

(протокол от _____________)

Рецензенты:

зам. генерального директора ОАО НПП «Азимут» В.В. Прокшин;

директор департамента сервиса ОАО НПП «Бурсервис» А.И. Мухачёв

Даны основные определения и понятия о наклонно-направленном и горизонтальном бурении. Рассмотрены причины самопроизвольного искривления и механизм их действия при бурении. Рассмотрены способы бурения направленных скважин, наиболее часто встречающиеся профили плоского и пространственного типа, приведены методики их расчета. Подробно описаны навигационные системы отечественного и зарубежного производства, компоновки бурильного инструмента для различных участков профиля скважины, забойные двигатели и области их применения. Впервые приведены формы сечений горизонтальных участков и проблемы создания нагрузки на долото, очистка горизонтальных участков. Предложены варианты их решения. Рассмотрены вопросы бурения боковых стволов, многоярусных и многоствольных скважин. Даны основы управления искривлением скважин и роторные управляемые системы.

Для слушателей Института дополнительного профессионального образования, студентов и аспирантов УГНТУ и специалистов по бурению нефтяных и газовых скважин.

 

 

УДК 622.247.27

ОГЛАВЛЕНИЕ

 

1. Назначение и область применения наклонно-направленного и горизонтального бурения…………………………………………………...………...5

1.1. Основные определения и понятия………………………………………………6

2. Причины и механизм самопроизвольного искривления скважин……………..11

2.1. Геологические факторы самопроизвольного искривления скважины (СИС)…..13

2.2. Технические причины искривления скважин…………………………………14

2.3. Технологические причины самопроизвольного искривления скважин……..14

3. Предупреждение самопроизвольного искривления скважин………………….15

4. Способы бурения наклонно-направленных скважин…………………...………15

4.1. Профили наклонных скважин………………………………………………...16

4.2 расчет трехинтервального профиля с участком стабилизации зенитного угла……………………………………………………………………………………19

4.3. Расчет трехинтервального профиля с участком падения зенитного угла…..21

4.4. Расчет четырехинтервального профиля с участком стабилизации зенитного угла………………………………..………………………………………23

4.5. Проектирование и расчет профилей горизонтальных скважин……………...25

4.5.1. Расчет профиля ГС плоского типа …………………………………………..26

4.5.2 расчет профиля ГС пространственного типа………………………………...28

4. 6. Кустовой метод бурения……………………………………………………….32

4.7. Многозабойные и многоярусные скважины…………………………………..35

5. Основы управления искривлением скважин……………………………………38

6. Технические средства управления искривлением………………………………39

7. Проектирование и расчет профилей горизонтальных скважин………………..50

7.1. Расчет профиля горизонтальной скважины…………………………………...52

7.2. Технология бурения боковых стволов………………………………………..53

7.3. Технология производства работ при ЗБС……………………………………59

7.4. Особенности технологии бурения горизонтальных участков скважины…...71

8. Обоснование режимных параметров при наклонном бурении………………..72

9. Особенности очистки горизонтальных участков ствола скважины…………..73

10. Бурение с применением телеметрических систем…………………………….74

10.1. Каналы связи телеметрических систем в бурении………………………….76

10.2. Телеметрические системы ведущих производителей………………………78

10.2.1 ТС с проводным каналом связи……………………………………………...78

10.2.2. ТС с электромагнитным каналом связи……………………………………88

10.2.3. ТС с гидравлическим каналом связи………………………………………91

10.2.4. ТС с комбинированным каналом связи……………………………………95

10.2.5. Аппаратно-программный комплекс контроля процесса бурения “Волга”………………………………………………………………………………..96

11. Роторные управляемые системы………………………………………………..98

11.1. Бурение с использованием гидравлических забойных двигателей………...99

11.2. Роторные управляемые системы для направленного бурения……………101

11.3. Роторные управляемые системы для бурения вертикальных скважин…...124

Литература…………………………………………………………………………..136

1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОГО И ГОРИЗОНТАЛЬНОГО БУРЕНИЯ

 

Разработка нефтяных и газовых месторождении в труднодоступных районах, на акваториях и шельфах морей и океанов, доразработка старых месторождений, уплотнение сетки разработки, охрана земельных угодий, усиление экологических требований, сложные геологические условия – главные причины бурения наклонных и горизонтальных скважин.

Наклонно направленными считаются скважины, искривление ствола которых предусматривается проектом. Под термином «горизонтальная скважина» следует понимать наклонно направленную скважину, имеющую горизонтальный или субгоризонтальный с углом более 80⁰ участок ствола различной протяженности. Бурение таких скважин ускоряет освоение новых нефтяных и газовых месторождений, увеличивает дебиты и нефтеотдачу пластов, снижает капиталовложения, облегчает и упрощает обслуживание скважин.

В настоящее время практически все эксплуатационные скважины бурятся кустовым методом, когда устья нескольких скважин в кусте расположены близко друг к другу (4–5 м) на одной технологической площадке, а забои находятся в узлах сетки разработки. Число скважин в кусте колеблется от 2 до нескольких десятков.

Самым большим, состоящим из 64 скважин, является куст, построенный в черте города Лос-Анджелес, США. Для этих целей было сооружено специальное здание, в котором размещено буровое и эксплуатационное оборудование. Число морских скважин в кусте на морской платформе может достигать 50 и более.

Искусственное искривление скважин применяется с целью:

1) добычи нефти и газа из труднодоступных участков, занятых на поверхности промышленными и жилыми объектами, оврагами, горами, реками, озерами, болотами, лесами, морями;

2) экономии отводимых под строительство скважин плодородных земельных участков, лесов и др.;

3) экономии затрат на строительство оснований, подъездных путей, линий электропередач, связи, трубопроводов;

4) сокращения средств и времени на строительно-монтажные работы и обслуживание при эксплуатации скважин с близко расположенными устьями;

5) обхода зон катастрофических поглощений, обвалов и аварий в стволе скважины;

6) вскрытия продуктивных пластов, залегающих под пологим сбросом или между двумя параллельными сбросами;

7) проходки стволов на нефтяные пласты, залегающие под соляными куполами, в связи с трудностью бурения через них (соль «плывет», срезает бурильные и обсадные колонны);

8) бурения стволов для глушения открытых фонтанов и тушения пожаров;

9) перебуривания части ствола скважины;

10) вскрытия продуктивного пласта под определенным углом для увеличения поверхности дренажа и увеличения дебита скважины;

11) многозабойного вскрытия продуктивного пласта.

Особого внимания заслуживает опыт по бурению специальных наклонно-горизонтально-восстающих скважин с целью прокладки дюкеров под руслами рек. С этой целью спроектировано специальное оборудование, позволяющее забуривать скважину без вертикального участка, под углом 8°–12° к горизонту. Нагрузка на долото создается гидравлическим домкратом, забойный двигатель – электробур. Скважина проводится под дном реки на глубине 15–20 м. При выходе долота на поверхность на другом берегу реки бурильную колонну соединяют с дюкером и протаскивают всю систему труб обратно к устью скважины.

 

ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ И ПОНЯТИЯ

 

По величине отклонения скважины делятся на две группы: условно вертикальные и наклонные. К условно вертикальным относятся скважины, оси которых имеют незначительные (до 2–3°) и плавные отклонения от вертикали. Ко второй группе относятся скважины с большими отклонениями (до 60°, 90° и более) от вертикали и со значительными смещениями забоя по горизонтали (от нескольких десятков до тысяч метров). Такие скважины принято называть наклонными.

Отклонение скважины может быть вызвано как природными факторами (геологическое строение разреза), так и технико-технологическими условиями бурения.

Каждая скважина бурится по проекту, предусматривающему вполне определенное положение ее ствола в пространстве, которое может быть достигнуто с помощью различных технических средств. Для проводки скважины строго по проекту необходимо в любой момент с достаточной точностью знать фактическое положение ствола в пространстве, уметь управлять траекторией движения долота в процессе бурения.

Скважины, наклонный ствол которых предусмотрен проектом и осуществляется с помощью специальных технических средств, называются наклонно направленными. Искривленными называются скважины, наклонный ствол которых проектом не предусмотрен, а получен в результате неправильного или недостаточного учета геологических факторов или вследствие технико-технологических упущений.

В настоящее время практически все эксплуатационные скважины как в России, так и за рубежом, бурятся кустовым методом, и являются либо наклонными, либо наклонными с горизонтальными участками в продуктивной части пласта. Пространственное положение любой точки характеризуется тремя ее координатами: X, Y, Z.

Пространственное положение оси скважины оценивают по совокупности координат отдельных ее точек, определяемых по данным измерений геофизическими приборами-инклинометрами.

Координаты устья скважины, т.е. самой верхней точки ее оси, определяют топографической маркшейдерской службой и они известны еще до начала строительства скважины.

Положение любой точки А (Рис.1.2) на оси скважины может быть определено расчетом, если известны ее расстояние от устья скважины по стволу, зенитные a и азимутальные b углы на участке от устья до точки А.

Зенитный угол a есть угол между касательной к оси скважины в точке замера и вертикалью.

Угол h = (90° – a) называется углом наклона и характеризует отклонение оси скважины в точке замера от горизонтали.

Азимут j – угол, измеряемый в горизонтальной плоскости между направлением на север и проекцией на горизонтальную плоскость касательной к оси скважины в точке замера по часовой стрелке. Различают истинный (геофизический) и магнитный азимуты. Географический азимут отсчитывается от направления на северный географический полюс, а магнитный азимут – от направления на северный магнитный полюс. Географические и магнитные полюса Земли не совпадают. Координаты северного магнитного полюса 75°53¢ с.ш. и 100°23¢ з.д.; южного магнитного полюса – 66°06¢ ю.ш. и 139°36¢ в.д. Разница в замерах географического и магнитного азимутов минимальна на экваторе и возрастает с увеличением широты местности. Эта величина называется магнитным склонением, она известна для каждой местности.

Величина магнитного склонения зависит от широты местности, на экваторе она минимальна, к полюсам увеличивается. Магнитные полюса дрейфуют в радиусе 30-40 км. К плоскости эклиптики ось Земли наклонена под углом 66^о34’

Апсидальная плоскость – вертикальная плоскость, проходящая через касательную к оси скважины в точке проведения замера.

Отход (смещение) – расстояние между устьем скважины и забоем по горизонтали.

Круг допуска - круг с центром в проектной точке забоя радиусом R_к на кровле продуктивного пласта, в который должен попасть ствол скважины.

Дирекционный угол – текущее значение азимута на цель (круг допуска)

Альтитуда – абсолютная отметка, уровень воды Финского залива Балтийского моря, принятая за «0» поверхности Земли.

 

 

 

 

Рис.1.1. Местоположения полюсов на земном шаре.

 

Рис.1.2.Схема определения параметров кривизны ствола скважин в точке замера: N – апсидальная плоскость; Р – горизонтальная плоскость; a - зенитный угол; j - азимут.

 

Кривизна – предел отношения угла поворота касательной по дуге к длине этой дуги (Рис.1.3):

где С – кривизна; j – угол поворота между касательными; D S – длина дуги между М и М ₁; М и М ₁ – точки на оси скважины.

 

Рис.1.3.Схема определения понятия кривизны скважины

Зенитное искривление – изменение зенитного угла между двумя точками замера.

Азимутальное искривление – изменение азимутального угла между двумя точками замера.

Пространственный или общий угол искривления – угол между двумя касательными, проведенными к оси скважины в точках замера, лежащих в плоскости искривления скважины. В этом случае принято допущение, что ось скважины на участке между двумя замерами представляет собой плоскую кривую.

Интенсивность искривления – приращение угла на единице длины ствола скважины. За единицу длины принято 10 м. Различают интенсивность i _a зенитного, азимутального i _b и общего искривления i _g:

градус/10 м; (1.1)

градус/10 м. (1.2)

Практически при бурении происходит пространственное искривление скважины, меняются зенитный и азимутальный углы, т.е. имеет место общее пространственное искривление под некоторым углом g.

Пространственное искривление на участке между точками замера n+1 и n выражается уравнением:

 

cos g = cos a _n ×cos a _{n +1} + sin a _n ^. sina _{n +1} ×cos Db. (1.3)

 

95% известных месторождений нефти и газа приурочены к антиклиналям и брахиантиклиналям (Рис.1.4);

Рис.1.4. Антиклиналь.

В зависимости от проницаемости и пористости проектируется сетка разработки. С целью сохранения земельных участков разбуривание месторождений осуществляется кустовым методом.

ПАДЕНИЯ ЗЕНИТНОГО УГЛА

 

Исходными данными для расчета являются:

– глубина кровли H _кр и подошвы H _п пласта;

– отход A по кровле пласта;

– длина вертикального h _в участка;

– радиусы искривления на участке набора зенитного угла R ₁ и

на участке падения зенитного угла R ₂;

– конструкция скважины;

– интервал установки ГНО

В связи с отсутствием участка стабилизации в интервале установки ГНО интенсивность падения зенитного угла не должна быть больше 2,5 гр/100 м, отсюда R₂ должен быть не менее 2290 м.

Значения радиусов искривления R ₁, R ₂ определяются выбранными типоразмерами отклонителей и имеющимися ограничениями на интенсивность искривления.

Максимальный зенитный угол α рассчитывается по формуле:

, (4.2)

где ,

Зенитный угол при пересечении скважиной кровли пласта:

. (4.3)

Зенитный угол при достижении скважиной подошвы пласта:

. (4.4)

Формулы для определения длин всех участков и их горизонтальных и вертикальных проекций приведены в табл. 4.2

 

Таблица 4.2

Формулы для расчета трехинтервального профиля с участком падения

зенитного угла

 

 

Трехинтервальный профиль с участком падения зенитного угла показан на рис. 4.3.

 

 

Рис. 4.3. Трехинтервальный профиль с участком падения зенитного угла

ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

 

С середины прошлого века во всем мире началось бурение скважин с горизонтальным отклонением, их часто условно называют горизонтальными скважинами (ГС). Имея кратно большую поверхность стенок скважины в продуктивном пласте (площадь фильтрации), ГС при прочих равных условиях (пластовое давление, проницаемость пластов) обеспечивают больший дебит пластового флюида.

Вместе с тем большая продолжительность вскрытия пласта по сравнению с вертикальными и наклонно-направленными скважинами может привести к существенному загрязнению околоскважинных зон пласта (ОСЗП). Это предъявляет повышенные требования к качеству промывочных жидкостей, используемых при проходке горизонтальных участков скважин. Кроме того, в продуктивных пластах, как правило, вертикальная проницаемость меньше горизонтальной, и зачастую продуктивный пласт состоит из отдельных пропластков, разделенных малопроницаемыми перемычками. Это обстоятельство накладывает определенные требования к профилю горизонтального участка.

Профиль ГС включает, как правило, два или три участка набора зенитного угла. Первый из них (переход от вертикального участка к наклонно прямолинейному) имеет те же ограничения, что и для наклонно-направленных скважин – интенсивность искривления i не более 1,5⁰/10 м, радиус искривления R₁>380м. По величине радиуса кривизны второго участка искривления различают ГС с большим (радиус более 300 м), средним (радиус 100-300 м) и малым радиусом (10-60 м).

Горизонтальные скважины с большим радиусом могут быть реализованы при кустовом способе бурения с большими отходами и при длине горизонтального участка в 1000 м и более. При этом используется стандартная техника и технология наклонно направленного бурения, позволяющая получать интенсивность искривления до 1,5 – 2⁰/10 м.

Горизонтальные скважины со средним радиусом применяются при бурении как одиночных скважин, так и для восстановления продуктивности эксплуатационных скважин. При длине этом максимальная интенсивность i = 2 ¸ 6 градуса на 10 м проходки при длине горизонтального участка 450 – 900 м. Скважины, выполняемые по среднему радиусу, наиболее экономичны, так как имеют меньшую длину ствола (по сравнению с длиной ствола скважины с большим радиусом), обеспечивают более точное попадание в заданную точку на поверхности продуктивного пласта, что весьма важно при наличии тонких нефтяных и газовых пластов.

Горизонтальные скважины с малым радиусом успешно использу­ются при разбуривании месторождений, находящихся на поздней ста­дии эксплуатации, а также при бурении вторых стволов из ранее про­буренных скважин. Для этого вырезают окно, либо полностью фрезе­руется участок обсадной колонны длиной в 8-10 м. В этих условиях насосное оборудование помещают в основном стволе, причем жела­тельно, чтобы значение зенитного угла на участке его установки и вы­ше не превышало 20°. Интенсивность искривления таких стволов мо­жет быть 1-2° на 1 м при радиусах 10-30 м, а длина горизонтального участка до 90-150 м.

Если бурение скважин по большому радиусу не требует специаль­ного оборудования, то проводка стволов со средним и коротким ра­диусом может быть осуществлена только с применением специальных бурильных труб и укороченных и коротких забойных двигателей.

Проектирование горизонтальной скважины начинают с определе­ния протяженности, формы и направления горизонтального участка. Эти параметры зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, его толщины, литологии, твердости и устойчивости пород, угла паде­ния пласта, т.е. от геологической характеристики пласта.

В продуктивных пластах толщиной более 20 м профиль горизонтального участка может быть наклонным, чтобы пересечь все возможные проницаемые пропластки.

Если продуктивный пласт имеет небольшую толщину и неоднородную структуру, при которой имеются непродуктивные пропластки, то такие пласты целесообразно разбуривать волнообразно. Для того, чтобы при этом не выйти за пределы продуктивного пласта телеметрические системы, используемых при проводке ГС, должны иметь датчики, определяющие приближение долота к границам разбуриваемого пласта.

Оптимальная протяженность горизонтального участка зависит от соотношения увеличения затрат на проводку ГС по сравнению с вертикальной или наклонно-направленной и увеличения дебита, и может составлять от 100-200 м до 700-800 м.

 

КУСТОВОЙ МЕТОД БУРЕНИЯ

Количество скважин в кусте может колебаться от 2-х до 20-30 и более Причем чем больше скважин в кусте, тем больше отклонения забоев от верти­кали увеличивается длина стволов, что приводит к росту затрат на проводку скважин. Кроме того, возникает опасность встречи стволов, влекущая за собою тяжелые аварийные ситуации

Часть пробуренных скважин вынужденно консервируют до окончания бурения всех (или части) скважин на данном кусте. Это приводит к снижению темпов разработки месторождений. Для обеспечения экономической эффек­тивности кустового бурения необходимо определить рациональное число скважин в кусте. Максимально возможное число скважин в кусте на основании данных наклонного бурения определяется из выражения.

 

где a_пр - предельное отклонение забоя от вертикали;

t – плотность сетки разработки залежи;

t=d*h, где d - расстояние между рядами в сетке;

h - расстояние между скважинами в ряду.

 

Оптимальное число скважин в кусте определяется в зависимости от тех­нико-экономических показателей наклонного и вертикального бурения на дан­ном месторождении из выражения

 

где К_с - отношение стоимости подготовительных и монтажных работ для кус­та из n скважин к стоимости таких же работ для одной вертикальной скважины;

С₁ - суммарная стоимость «лишней» проходки наклонных скважин в кус­те;

С₂ - дополнительная стоимость скважин в кусте, обусловленная наклон­ным бурением;

С_n - стоимость подготовительных работ при строительстве одной верти­кальной скважины;

С_м - стоимость монтажных работ при строительстве одной вертикальной скважины.

В практике кустового бурения основным критерием определения числа скважин в кусте является свободный суммарный дебит скважин и газовый фак­тор нефти. Эти показатели определяют пожароопасность скважины при откры­том фонтанировании и зависят от технического уровня средств пожаротуше­ния. В настоящее время в России в качестве исходных нормативов принят сум­марный свободный дебит скважины не более 5000 м³/сутки при газовом факто­ре не более 200 м³/м³

Н С. Тимофеев предложил определять количество скважин n в кусте из нера­венства

где С₁ - стоимость основания под одну скважину;

С_n - стоимость основания под куст из n скважин;

- суммарная стоимость «лишней» проходки наклонных скважин в кусте;

- дополнительные затраты на бурение наклонных скважин.

Зная теперь примерное количество скважин в кусте, переходят к построению плана куста.

Планом куста называется схематичное изображение горизонтальных про­екций стволов всех скважин, бурящихся с данной кустовой площадки.

План куста включает схему расположения устьев скважин, очередность их бурения, направление движения станка (НДС), проектные азимуты и сме­щения забоев скважин.

 

Задача состоит из следующих этапов:

1) построение схемы расположения скважин в кусте;

2) определение очередности бурения скважин;

3) определение длин вертикальных участков, проектных азимутов и сме­щений забоев скважин;

4) построение схемы куста.

 

Исходные данные:

1) схема размещения забоев скважин разбуриваемого участка (сетка раз­работки) и кустовой площадки:

2) требования, накладываемые техникой безопасности, условиями мон­тажа бурового оборудования, эксплуатации и ремонта скважин на рас­положение устьев скважин;

3) конструкция скважин;

допустимая точность проводки вертикальных и наклонных участков скважины.

 

Требования к плану куста:

1) должна обеспечиваться возможность одновременного бурения, ремон­та и эксплуатации скважин куста;

2) площадь куста должна быть по возможности минимальной;

3) вероятность пересечения стволов соседних скважин должна быть све­дена к минимуму;

4) пробуренные скважины должны как можно быстрее передаваться в НГДУ (заказчику);

5) стоимость строительства скважин в кусте должна быть минимальной.

Минимальное расстояние между устьями соседних скважин в кусте опре­деляется условиями монтажа, требованиями по эксплуатации и ремонту сква­жин, недопущению пересечения стволов и должно быть не менее 5-6 м. Если число скважин в кусте больше 8-10, то целесообразно разделить их на группы по 4-6 скважин, а расстояния между крайними в группах 15-20 м. Это необхо­димо для проведения одновременно буровых работ в одной группе скважин и ввода в эксплуатацию - в другой.

Очередность бурения скважин в кусте и длины вертикальных участков определяются из следующих соображений. Если кустовая площадка располо­жена в центре разбуриваемого участка, то задача решается следующим обра­зом. Под углом 60° к НДС проводят 4 линии, разбивающие план куста на 4 сек­тора (рис. 1.7).

Рис. 4.7. Схемы симметричного (а) и асимметричного (б) расположения скважин в кусте.

Сначала бурят скважины I сектора, направления которых противопо­ложны НДС, затем расположенные в секторах IIа и IIб. Причем желательно чередовать скважины в этих секторах. В последнюю очередь бурят скважины в секторе III. В секторе I первыми бурят скважины с большими зенитными угла­ми (большими отходами), а затем - с меньшими. Длину вертикального участка первой скважины делают минимальной. Для каждой очередной скважины I сек­тора длина вертикального участка увеличивается по правилу: расстояние по вертикали между точками зарезки наклонных участков двух скважин одногосектора должно быть не менее 30 м, если разница в азимутах забуривания ме­нее 10^й; 20 м - если разница азимутов 10-20°; 10 м- если азимуты отличаются более чем на 20°.

При бурении скважин секторов IIа и IIб глубины зарезки также должны увеличиваться. Однако на практике не всегда этого можно добиться. Поэтому, если разница в азимутах соседних скважин составляет 20° и более, то допуска­ется зарезка соседней скважины с меньшей глубины. Для скважин III сектора очередность обратная: сначала бурят скважины с меньшими отходами и макси­мальными вертикальными участками, а в последнюю очередь - с максималь­ными отходами. Глубина вертикальных участков для каждой последующей скважины выбирается меньше, чем предыдущей.

Задача завершается построением схемы куста и таблицы, в которой при­водятся проектные азимуты всех скважин, длины вертикальных участков, сме­шенияи др. данные. На предприятиях обычно имеются программы построения схемы кустов на ЭВМ, содержащие вышеуказанные требования и учитываю­щие местные условия.

 

Бурение бокового ствола

Выбор КНБК для ЗБС

КНБК выбираются из условия обеспечения реализации планового профиля БС скважины с учетом беспрепятственного прохождения их в раз­личных интервалах ствола скважины.

Для забуривания БС скважин рекомендуется следующая компоновка:

- долото;

- переводник;

- забойный двигатель с регулируемым углом перекоса;.

- обратный или переливной клапан;

- телеметрическая система;

- бурильные трубы согласно расчету.

В компоновку может быть включен ясс.

Для проработки БС скважин рекомендуется следующая роторная ком­поновка:

- долото пикообразное;

- два калибратора;

- переводник;

- бурильные трубы согласно расчету;

- ясс.

Место установки ясса определяется соответствующим расчетом с по­мощью специализированного программного обеспечения.

Техническая характеристика

Диапазон измерения угла положения отклонителя

относительно апсидальной плоскости, градус.......................................0 -360

Предельная погрешность измерения угла положения отклонителя в диапазоне зенитных углов 3-177°, градус...................................................................± 3

Рабочие условия применения для скважинного прибора:

Температура, град, С.......................................................................-10 -s- +120

гидростатическое давление, МПа..................................................................40

для наземного прибора:

температура окружающей среды, град, С...........................................-30 +45

потребляемая мощность, Вт...........................................................................70

масса скважинного прибора, кг.......................................................................5

наружный диаметр, мм...................................................................................36

Скважинный прибор спускается на кабеле в контейнер. Кабель выводится из бурильной колонны через кабельный пере­водник. Кабель трехжильный. По одной жиле осуществляется питание скважинного прибора переменным током частотой 100 Гц. По двум другим жилам забойная информация передается на поверхностьТ/ Использование трехжильного кабеля позволило максимально упро­стить скважинный прибор и повысить его надежность. Однако экс­плуатация ОРБИ-36 в Башкирии и Татарии при бурении дополни­тельных стволов показала неэффективность использования трехжиль­ного каротажного кабеля для передачи информации с забоя. При на­хождении кабеля в затрубье часто пропадает связь с телесистемой из-за утечек в жилах кабеля при малейших повреждениях. Поэтому ОАО НПФ «Геофизика» выпустила модифицированный ОРБИ-36, рабо­тающий на одножильном кабеле.

Телесистема инклинометрическая малогабаритная ОРБИ-3 (ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа) предназначена для измерения ази­мута, зенитного угла и положения отклонителя при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин диаметром 120,6 -н 144 мм.

В качестве канала связи используется кабельная линия связи КЛС-2М. В процессе бурения измеряется положение откло­нителя, а при остановке бурения - азимут и зенитный угол. Блок дат­чиков не имеет подвижных частей и состоит из трех жестко закреп­ленных акселерометров и трех магнитометров.

 

Наземная часть телесистемы включает прибор массой 16 кг и Notebook.

Техническая характеристика

Диапазон измерения зенитного угла, градус.........................................0 - 180

Диапазон измерения азимута, градус......................................................0- 360

Диапазон измерения угла

положения отклонителя, градус.............................................................0 - 360

Погрешность измерения зенитного угла,мин.............................................±20

Погрешность измерения азимута

в диапазоне зенитных углов 5 - 175°, градус................................................±2

Погрешность измерения угла

положения отклонителя, градус....................................................................±3

Диапазон рабочих температур окружающей среды:

- для скважинного прибора, град, С................................................- 10 ÷ +100

- для наземного прибора, град, С......................................................- 30 ÷ +50

Гидростатическое давление, МПа............................................................до 40

Масса скважинного прибора, кг....................................................................10

Диаметр скважинного прибора, мм...............................................................36

Длина скважинного прибора, мм...............................................................2500

Напряжение тока питания, В........................................................................220

Частота, Гц.......................................................................................................50

Забойная телеметрическая система с кабельным каналом связи «НАДИР» (ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа) разработана по за­казу АНК «Башнефть» для бурения при отрицательном перепаде дав­ления с колтюбинговой установки М4001. Телесистема «НАДИР» предназначена для измерения инклинометрических параметров: ази­мута и зенитного угла, положения корпуса телесистемы, естественной гамма-активности пород и давления промывочной жидкости над вин­товым двигателем, а также измерения осевой нагрузки и затрубного давления при бурении с использованием непрерывных труб с кабе­лем.

Состав и назначение основных частей телесистемы:

- модуль инклинометрии МИ-измерение азимута и зенитного уг­ла, а также положения корпуса телесистемы;

- модуль ГК и манометр внутреннего давления ГКМ-измерение естественной гамма-активности и давления промывочной жидкости над винтовым двигателем;

- модуль осевой нагрузки и затрубный манометр МОН-измерение осевой нагрузки и затрубного давления;

- наземный приемно-обрабатывающий комплекс-обеспечение питанием телесистемы, прием данных со скважинного прибора, обра­ботка и визуализация информации, регистрация полученных данных.

Измеряемые параметры и пределы допускаемой погрешности

Диапазон измерения азимута скважины.....................................0÷360° ± 1,5°

Диапазон измерения зенитного угла...........................................0÷180° ± 0,2°

Диапазон измерения положения корпуса телесистемы..............0÷360 ± 1,5°

Осевая нагрузка на долото, кН.....................................................0÷100 ± 10%

Мощность экспозиционной дозы естественного гамма-излучения, мкР/ч........................................................................................................0÷400 ± 10 %

Давление внутреннее, МПа..............................................................0÷40 ± 2%

Давление внешнее, МПа..................................................................0+40 ± 2 %

 

Габаритные размеры

Наименование модулей МИ ГКМ МОН

Наружный диаметр, мм 36 36 36

Длина не более, мм 2600 1880 1770

Минимальный зазор на сторону, мм 17,5 17,5 17,5

Требования к программному обеспечению

Измеряемые параметры передаются в процессе бурения непре­рывно, кроме азимута и зенитного угла, которые измеряются во время остановки процесса бурения.

Программное обеспечение включает:

- модуль регистрации и первичной обработки инклинометриче-ских, геофизических и технологических параметров;

- модуль визуализации и корректировки траектории скважины в реальном масштабе времени;

- модуль визуализации геофизических параметров в реальном масштабе времени;

- модуль построения заданной траектории скважины;

- модуль сопровождения и визуализации банка накопленных данных по скважинам.

Компоновка телесистемы при