Обзор работ, опубликованных отечественными и зарубежными учёными по выбранной теме

 

 

Для бурения со средним радиусом искривления необходимы специальные (обычно укороченные) двигатели в сочетании с кривым переводником или шарнирным сочленением с бурильным инструментом. В последнем случае требуется также применение отклоняющего клина или сочетание шарнирной КНБК с ориентируемым отклонителем.

Технология бурения с большим радиусом кривизны предполагает использование традиционных отклоняющих устройств (ориентируемых и неориентируемых). В последние годы при этом отдают предпочтение отклонителям с дистанционно изменяемым углом перекоса и неориентируемым компоновкам низа бурильной колонны (КНБК), содержащим в своём составе центратор с переменным диаметром.

Технические средства для бурения ГС с малым радиусом кривизны.

Рациональная область применения скважин с малым радиусом – это пласты с низким пластовым давлением. Бурение обычно производится с помощью установок для капитального ремонта скважин.

Забуривание криволинейного ствола может производиться путем вырезания окна в обсадной колонне или в интервале сплошного выреза обсадной колонны. Независимо от метода вырезания обсадной колонны, на требуемой глубине устанавливается цементный мост или специальный якорь, на которых в свою очередь закрепляется отклоняющий клин, ориентированный по необходимому азимуту. Бурильная компоновка в общем случае состоит из специального забурочного долота, центратора, шарнирного узла и гибкой бурильной колонны. Путем подбора соотношения размеров элементов КНБК достигается бурение по заданному радиусу кривизны. Способ бурения – роторный.

Существует модификация данного способа, предусматривающая применение принудительно изгибаемого с помощью специального устройства удлиненного вала забойного двигателя взамен гибкой бурильной колонны с шарнирным сочленением секций.

Имеются технические решения, основанные на использовании гидромониторного разрушения забоя. Как уже отмечалось, путем бурения скважин с малыми радиусами кривизны не удаётся достигнуть значительных смещений забоя от вертикали. [9]

Предупреждение поступления пластового флюида. Под этим термином подразумевается ограничение его притока ниже достигаемого ниже допустимого придела и удаление его из скважины при любых работах. Для выполнения этой задачи необходимо выполнить ряд требований, предъявляемых:

- технология ведения бурильных работ

- конструкция скважины

- оборудования и схема обвязывания устья скважины

- обучения персонала предприятий бурения

- вскрытию продуктивных горизонтов

Требования, предъявляемые к технологии ведению бурильных работ. С целью предупреждения поступления пластовых флюидов в скважину, при проведении основных технологических операций не допускается снижения забойного давления ниже пластового. Для чего необходимо проводить промывку скважин перед подъемом инструмента. Для вымыва забойной пачки, удалению легких пачек жидкостей, жидкости для установки различных ванн, выравнивания параметров бурового раствора и т.д. Современные регламентируемый, долив скважины, при подъеме бурильного инструмента с контролем и записью в журнал, качественную дигазацию бурового раствора, записью в журнал его плотность, до и после дигазации. Контроль и химическую обработку буревого раствора для регулирования реологических свойств, а также для снижения сального образования с целью уменьшения гидроденамических давлений и недопущения поршневания при подъеме бурильной колонны.

Бурения скважин с частичным или полным поглощением буревого раствора и возможным флюидопроявлением проводится по утвержденному специальному плану согласованного с заказчиком, проектировщиком и противофантанной службой. При установке ванн, гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости ванны, нефть – вод- кислота должно превышать пластовое.

P кислоты < Р раствора => Р забоя

Подъем бурильной трубы при наличии сифона поршневания запрещается, при их появлении подъем следует прекратить. Провести промывку с вращением и расхаживанием бурильной колонны. К подъему бурильной колонны и скважины в которой произошло поглощение бурильного раствора при возможном ГНВП, разрешается приступать только после заполнения скважины до устья и при отсутствии прилива. При этом стоит очень тщательно следить за объемом доливаемого и вытесняемого раствора приспуска подъемных- подъемных операциях. Число свечей, поднимаемых без долива, определяется проектом, или скважина заливается до устья после каждой свечи. [10]

Была решена проблема выбора КНБК для бурения вертикальных скважин без ограничения эффективной нагрузки. К сожалению, это решение также, в свою очередь, было связано с определённым ограничением. Оно заключалось в предположении, что при бурении центраторы в подобных КНБК постоянно остаются полноразмерными. Только тогда удавалось планировать бурение слегка наклонных прямолинейных стволов скважин с небольшим отклонением от вертикали. Однако, вскоре было замечено, что в одних случаях применение жёсткой компоновки КНБК было успешным, а в других не давало желаемых результатов. Детальный анализ показывает, что причиной появления недопустимых отклонений скважины от вертикали является отсутствие обоснованных рекомендаций по допустимому износу полноразмерных вначале центраторов в КНБК с множественной концентрацией.

На практике очень трудно придерживаться таких малых зазоров (официально допустимые зазоры для полноразмерных центраторов составляют 1,0-1,5 мм на сторону), так как для этого в большинстве случаев необходимо менять центраторы почти после каждого рейса, поскольку износ в 1,0-1,5 мм на сторону действительно можно чаще всего наблюдать после первого же долбления.

Ясно, что смена центраторов почти после каждого рейса – не самое экономичное решение, - оно может быть оправданным только в тех случаях, когда доказано, что все остальные средства исчерпаны.

В 1981 году Келас вслед за Милхеймом от расчётов КНБК перешёл к прогнозированию вероятного поведения КНБК в стволе скважины с точки зрения возникновения возможной кривизны, предприняв попытку математически описать вероятную траекторию ствола скважины. Однако, Келас при решении вопросов стабилизации кривизны, исходит из предположения, что скважина искривляется только лишь в одной плоскости.

Вопросы вероятного искривления ствола скважины в пространстве обсуждались в последние годы в статьях Тутена. При этом учитывались не только механические силы; рассматривалось бурение в анизотропных породах, но углы падения пластов не учитывались.

Управление траекторией бурения с помощью неориентируемых КНБК основано на целенаправленном регулировании угла перекоса долота и отклоняющей силы путем установки в нижней части бурильной колонны опорноцентрирующих элементов. [11]

Современное бурение при освоении нефтегазовых и газоконденсатных месторождений невозможно без использования методов направленного бурения, поскольку в настоящее время основным типом эксплуатационных скважин являются вертикально-горизонтальные, разветвленные сложнопрофильные стволы с расположением горизонтальных и сложнопрофильных участков в пределах нефтегазоносных коллекторов для повышения их нефтегазоотдачи и дебита.

Именно поэтому в настоящее время существенный объем специальных работ при сооружении скважины занимают работы по обеспечению сложной траектории скважины при трансформации ствола от вертикального к наклонному и горизонтальному с последующим постоянным корректированием направления в пределах углеводородного пласта с помощью средств и технологий телеметрии и геонавигации.

Без проходки сложно-профильных скважин невозможно освоение месторождений на шельфе, когда проходка скважин осуществляется с буровых платформ в виде кустов скважин с протяжёнными наклонными и горизонтальными участками стволов.

В процессе бурения все скважины в большей или меньшей степени искривляются. В ряде случаев искривление скважин не оказывает существенного влияния на результаты бурения, поэтому фактическое положение ствола скважины и координаты забоя не определяются. При бурении глубоких скважин вопросы проведения скважин по проектным траекториям приобретают первостепенное значение и для их решения затрачиваются значительные средства.

Если искривление скважин не измеряется и не учитывается, это может привести к большим погрешностям в оценке перспектив месторождения, качества его вскрытия, серьёзным техническим проблемам при креплении скважин обсадными колоннами и, соответственно, к значительным экономическим потерям.

Расчёт профилей скважин сводится к определению максимального зенитного угла, длины горизонтальной и вертикальной проекций участков, а также общей длины ствола.

Исходные данные для расчёта профилей включают геологический разрез, глубину залегания продуктивного горизонта и его геометрию, угол залегания, проектный азимут наклонного участка скважины, конструкцию скважины. При этом, как правило, угол заложения скважины соответствует вертикальному направлению.

Профиль рассчитывается по участкам сверху вниз.

Сначала устанавливают длину первого вертикального участка ствола, который чаще всего не бывает меньше глубины спуска кондуктора, которым перекрываются зоны неустойчивых горных пород.

Для расчёта второго участка – участка отклонения скважины от вертикального положения и набора зенитного угла – необходимо выбрать требуемый радиус искривления (допустимую по условиям эксплуатации бурильных и обсадных колонн, инструмента и оборудования интенсивность искривления). Выбранный радиус искривления ствола следует увеличить, а интенсивность искривления соответственно уменьшить на 5– 10 % для учёта неточностей исполнения набора кривизны из-за различных несовершенств и возможных ошибок.

Определив радиус искривления ствола, рассчитывают максимальный зенитный угол скважины, при котором может быть достигнуто проектное отклонение забоя от вертикали. При выборе максимального зенитного угла ствола следует иметь в виду, что при больших его значениях работы по проводке скважин сопряжены с определёнными трудностями. При зенитных углах ствола 50–60 град продвижение геофизических снарядов по стволу под действием силы тяжести прекращается, что вызывает необходимость применения специальных устройств.

При проектировании профилей глубоких наклонно направленных скважин и скважин с большими отклонениями забоев от вертикали необходимо также провести проверочный расчет нагрузки на крюке при подъеме бурильной колонны и усилия, передаваемого на долото. [12]

Устойчивость – способность элементов конструкции (компоновки) сопротивляться деформированию (прогибу) под действием силы, направленной вдоль или параллельно оси элемента конструкции.

Бурильная колонна является весьма неустойчивой системой. Под действием даже части собственного веса колонна при постановке на забой теряет прямолинейную форму и только за счёт контакта гребней полуволн изгиба со стенкой ствола скважины принимает устойчивое положение.

Таким образом, при передаче осевой нагрузки на забой бурильные трубы и буровой набор деформируются и занимают в стволе скважины несоосное с ней положение.

На искривление скважины оказывает основное влияние упругое деформирование нижней части бурильной колонны, которую называют буровой компоновкой, а в специальной литературе по технологии бурения скважин на нефть и газ компоновкой нижней части бурильной колонны (КНБК).

При бурении разведочных скважин под буровой компоновкой следует понимать следующие основные элементы бурильной колонны: буровой инструмент, колонковую трубу при бурении с отбором керна или направляющую трубу при бурении без отбора керна и вышерасположенную бурильную трубу. В составе буровой компоновки могут быть стабилизатор, калибраторы, центраторы, расширители, переходники между колонковой и бурильной трубой, в том числе специальные переходники центраторы, переходники с шарнирным соединением бурильной колонны и бурового набора.

Калибратор – элемент буровой компоновки, предназначенный для проработки ствола скважины, имеющий диаметр, равный диаметру долота, длину, равную 2–4 диаметрам долота, и активное боковое породоразрушающее вооружение.

Стабилизатор – элемент буровой компоновки, характеризующийся длиной, равной длине бурильной трубы, и наружным диаметром, равным диаметру породоразрушающего инструмента. В связи с этим поперечное сечение стабилизатора выполняется часто фасонным – трех-, четырехгранным, равностороннего треугольника с выгнутыми наружу сторонами (патент ФРГ № 1288535).

Центратор – элемент буровой компоновки, предназначенный для устранения прогиба компоновки (повышения её устойчивости), характеризующийся диаметром, равным диаметру инструмента, длиной, не превышающей 1,5–2 диаметра породоразрушающего инструмента, и отсутствием вооружения на боковых поверхностях.

Расширитель – элемент буровой компоновки, предназначенный для сохранения диаметра ствола скважины и бурового инструмента при бурении твердых и абразивных горных пород, характеризующийся диаметром, на 0,1–0,2 мм превышающим диаметр бурового инструмента, длиной, не превышающей 1,5–2 диаметров породоразрушающего инструмента, и наличием вооружения (алмазного, твердосплавного или шарошек) на боковых поверхностях.

Шарнирное соединение бурильной колонны и колонкового набора обеспечивает возможность их взаимного перекоса на угол 1,5–3 град без упругого деформирования, что исключает передачу на колонковый набор изгибающего момента со стороны изогнутой вышерасположенной бурильной трубы. [13]

Строительство скважин – процесс многогранный и всегда обусловлен возможностью возникновения целой серии различного рода осложнений и аварий. А в условиях сверх высокой энергии пластов необходимо уметь управлять их влиянием на забой и весь процесс проводки скважины. Управление пластовыми давлениями сочетают в себе 2 основные группы мероприятий:

Прогноз сверх высоких пластовых давлений, как основа проектирования и уточнение конструкции скважины и оптимизации режима бурения и других процессов.

Гибкое регулирование забойного давления на вскрываемые пласты на всём открытом стволе скважины, как во время бурения, так и в ходе проведения других работ.

Основными параметрами породоразрушающих инструментов, оказывающими влияние на искривление скважин, являются: · выпуск, степень приострения, стойкость и материал подрезных резцов, их расположение на боковой поверхности породоразрушающего инструмента; · площадь торца породоразрушающего инструмента; · диаметр породоразрушающего инструмента; · форма профиля торца инструмента; · асимметрия торца и вооружения на торце породоразрушающего инструмента. Выпуск подрезных породоразрушающих элементов определяет разработку скважины по диаметру. В скважинах увеличенного диаметра могут наблюдаться более значительные прогиб буровой компоновки, угол перекоса породоразрушающего инструмента и более высокая по величине отклоняющая сила. В результате создаются условия для более интенсивного искривления скважины.

Выпуск подрезных породоразрушающих элементов у алмазных коронок может составлять 0,1–0,5 мм; у твердосплавных коронок – 0,5–2,0 мм; у шарошечных долот – 1,0–2,0 мм. Замеры диаметров скважин, пробуренных в опытных стендовых условиях в блоках различных пород (породы переменной твёрдости, слоистые и сланцеватые), показали, что наблюдается увеличение диаметра скважин при бурении шарошечными долотами типа К (диаметр скважин составил 60–62 мм и более при диаметре долот 59 мм) в сравнении с алмазными коронками (диаметр скважин при диаметре коронок 59 мм составил не более 59,5–60 мм). При этом следует отметить, что влияние выпуска подрезных элементов вооружения бурового инструмента на искривление скважин нельзя рассматривать без оценки фрезерующей способности коронок и долот.

Форма профиля торца породоразрушающего инструмента оказывает влияние на интенсивность, а в ряде случаев – на направление естественного искривления скважин. При этом каких-либо чётких рекомендаций пока не существует, поскольку влияние формы профиля торца необходимо связывать с конкретной горной породой, её текстурой, физико-механическими свойствами и достаточно точно с конкретными параметрами залегания.

Поэтому, как правило, наиболее стабильно и предсказуемо при формировании направления скважины ведут себя буровые инструменты с плоской или с округлой формой торца. Эти формы профилей можно считать нейтральными, т. е. отсутствует влияние на искривление скважин независимо от условий залегания горных пород.

Таким образом, при вращательном бурении в результате совокупности действующих факторов более значительное искривление могут получить скважины, буримые шарошечными долотами и долотами с резцами PDC cо значительным выпуском боковых резцов, а минимальное – алмазными импрегнированными и иными долотами с малой площадью торца, с подрезными алмазами средних и крупных размеров.

При этом большое значение имеет возможность реализации бурения с высокой механической скоростью без применения высоких значений осевого усилия.

С этой целью целесообразно применение промывочных жидкостей с поверхностно-активными веществами (ПАВ), использование породоразрушающих инструментов с элементами, реализующих гидродинамическое и гидроакустическое воздействие на зоны разрушения и предразрушения породы на забое скважины, других возможных физико-химических способов интенсификации процессов деформирования и разрушения горной породы. [14]

Выявление закономерностей естественного искривления – это установление функциональной зависимости изменения интенсивности искривления и его направления от различных факторов, действие которых следует рассматривать в совокупности.

Исходным материалом для изучения закономерностей и интенсивности искривления скважин служат замеры зенитных и азимутальных углов. Таких измерений по различным скважинам требуется достаточное для значимой статистической оценки число. Чаще всего закономерности естественного искривления определяют в зависимости от глубины скважины или зенитного угла в виде функций i = f (L) или i = f (θ). При этом ни глубина, ни зенитный угол скважины не оказывают непосредственного влияния на искривление, но с их изменением меняются условия бурения, а соответственно, и степень влияния многочисленных факторов, от которых зависит положение скважины в подземном пространстве.

При выполнении работ по определению связей интенсивности искривления с различными факторами прежде всего следует достаточно хорошо представлять существо влияния этих факторов как в отдельном, так и в совокупном проявлении на процесс искривления. Это необходимо для того, чтобы из многообразия действующих факторов выделить те из них, которые отличаются определенной устойчивостью и могут рассматриваться как постоянные, а потому оказывают решающее и основное влияние на процесс искривления.

При выявлении закономерностей естественного искривления путем сравнения и анализа инклинометрических измерений последние должны группироваться с учетом влияния основных факторов, действие которых связано с перечисленными ниже условиями бурения:

1. Способ бурения (вращательный, ударно-вращательный и др.);

2. Тип и диаметр породоразрушающего инструмента (алмазные коронки, тип коронки, долото шарошечное, его тип и т. д.);

3. Углы заложения ствола скважины – азимутальный и зенитный;

4. Технологические особенности и параметры режима бурения (применение гидроударников, состав буровой компоновки, осевая нагрузка, частота вращения и др.);

5. Тип колонны бурильных труб.

При этом следует учитывать, что интервалы скважин, пробуренные с применением технических средств искусственного искривления, из рассмотрения и анализа следует исключить.

Кроме перечисленных условий, анализу следует подвергнуть геологические условия месторождения или участка работ.

Если анализ геологических условий показывает, что месторождение отличается выдержанностью геологического строения (например, моноклинальное залегание пород), то все данные, полученные при бурении на этом месторождении, с учётом вышеприведённых ограничений могут группироваться и использоваться при анализе и выявлении закономерностей естественного искривления. [15]