Причины и механизм самопроизвольного искривления скважин

При самопроизвольном искривлении ствола:

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; G_д – 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)

 

1. Углы падения ГП (α);

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

падения пластов (α)

Горные породы рассматриваются как изотропные.

До границы пластов V_A= V_B, на границе пластов V_A≠V_B и рассматриваются варианты, зависимые от α (направления искривления).

При α < α_кр – искривление вниз по падению пласта; При α > α_кр – искривление вверх по восстанию пласта; При α = α_кр – неопределенность; α_кр=arctg n, где n – буровой индекс анизотропии.

 

 

 

Рис. 2.3. Образец горной породы

 

, (2.1)

 

где σ_┴ - твердость, перпендикулярная напластованию; σ₌ - твердость, параллельная напластованию;если σ_┴ =σ₌ ,то n=1; если σ_┴ > σ₌ ,то n=1…0,57.

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 (P_ос; 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 P_ос и частота вращения n.

Рис. 2.4. Влияние осевой нагрузки

Если P_ос < P_кр– бурильная колонна прямолинейна (А); если P_ос >P_кр– 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:

, (2.2)

 

 

где EJ - жесткость бурильной колонны, кг·см²; Е - модуль Юнга (характеристика металла), кг/см²; J – экваториальный момент инерции сечения, см⁴; K – коэффициент, зависящий от формы и вооружения долота; L – длина полуволны изгиба бурильной колонны, см.

Влияние частоты вращения n

При вращении бурильной колонны возникает центробежная сила F_ц:

 

; ; (2.3)

 

, (кг•м•с²) 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 60-70⁰) 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 R_B, участок падения зенитного угла 3 по радиусу (обычно R_B < ) 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 R_Д, 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 R_E. 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, (R _min = 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.

Рис. 4.1. Типы профилей наклонных скважин