Ответ на вопрос: «В каких условиях целесообразно бурение горизонтальных участков ствола скважин? Каковы особенности бурения и крепления горизонтальных стволов?»
Профиль горизонтальной скважины состоит из 2-х сопряженных между собой частей: направляющей части и горизонтального участка. Под направляющей частью профиля следует понимать часть ствола скважины от устья до точки с заданными координатами на кровле или в самом продуктивном пласте, являющемся началом горизонтального участка.
Причем, горизонтальным может считаться участок, имеющий в своем начале зенитный угол в 83—85° и более. При проектировании профиля не должно быть перегибов его ствола, т.е. не должно быть участков снижения значения зенитных углов.
По радиусам кривизны стволов различают 3 типа профиля горизонтальных скважин: с большим (радиус более 300 м), средним (радиус 100—300 м) и малым (радиус 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 2—2,5°/10 м.
Горизонтальные скважины со средним радиусом применяются при бурении как одиночных скважин, так и для восстановления продуктивности эксплуатационных скважин. При этом максимальная интенсивность i = 3-8 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.
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, угла падения пласта, т.е. от геологической характеристики пласта.
Эксплуатационная характеристика пласта должна включать запасы нефти, добыча которых вертикальными или наклонными скважинами затруднена или невозможна, пластовое давление, режим работы пласта, способы эксплуатации, предполагаемую частоту и объемы ремонта, эффективность других методов интенсификации добычи и методов увеличения нефтеотдачи.
В продуктивных пластах толщиной более 20 м профиль ствола может быть выпуклым. В условиях низких пластовых давлений рекомендуется использовать вогнутые профили. Если продуктивный пласт имеет небольшую толщину и неоднородную структуру, при которой имеются непродуктивные прослойки, причем точное положение их неизвестно, то такие пласты целесообразно разбуривать волнообразно.
Волнообразный ствол по сравнению с пологонаклонным и параллельным стволами при одинаковой проходке в продуктивном пласте может дать, при прочих равных условиях, больший дебит, так как вскрывает пропластки разной проницаемости. Его целесообразно применять при отсутствии в кровле и подошве активных водо- и газоносных, поглощающих пластов, так как возможны выходы ствола за пределы продуктивного пласта.
Оптимальная протяженность горизонтального участка нефтедобывающих скважин по критерию минимума затрат на бурение составляет 400—500 м и при глубинах 1200—2600 м, а по критерию общих затрат на разработку месторождения — 700-800 м.
Ответ на вопрос: «Изобразите возможные типы профиля наклонно-направленных скважин. Какие факторы влияют на выбор того или иного типа профиля? Назовите типы отклонителей и области их применения».
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».
Рис. Типы профилей наклонных скважин.
Профиль типа А состоит из трех участков: вертикального 1, участка набора зенитного угла 2, участка стабилизации (наклонно прямолинейного) зенитного угла 3, продолжающегося до проектной глубины скважины. Применение этого профиля позволяет до минимума ограничить число рейсов с отклонителем, получить максимальную величину отхода при минимальном значении зенитного угла. Отсутствие перегибов ствола облегчает и ускоряет спускоподъемные операции.
Эксплуатация скважин с подобным профилем не вызывает затруднений. Однако бурение участка стабилизации требует специальных компоновок низа бурильной колонны и высокой технологической дисциплины.
Профиль типа Б также состоит из трех участков. Но в отличие от А третий участок — естественного снижения (падения) зенитного угла. В этом случае необходимо набрать больший зенитный угол (при том же отходе), что увеличивает объем работы отклоняющей компоновки, ухудшает проходимость инструмента и геофизических приборов, осложняет условия эксплуатации скважины.
Профиль типа В имеет четыре участка: вертикальный 1, набора зенитного угла 2 по радиусу RB, участок падения зенитного угла 3 по радиусу R*B (обычно RB < 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 RД, участок стабилизации 3, участок донабора зенитного угла 4 по радиусу R’Д 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 RЕ. 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.
При отходе до 300 м применяется профиль А, при больших отходах — профиль Г. При бурении скважин с горизонтальным окончанием применяется профиль Д.
Согласно существующим инструкциям интенсивность набора зенитного угла не должна превышать 1°30′ на 10 м, (Rmin = 382 м), а максимальное значение зенитного угла на участке стабилизации < 20° при максимально возможной его протяженности. Как правило, на таких участках проектируется установка в эксплуатационных скважинах ЭЦН.
Основные типы профилей по виду: тангенциальный; S-образный; J-образный.
Особенности 3-х интервального (тангенциального) профиля
К минимуму сводится число рейсов с отклонителем.
Теоретически получается большое отклонение от вертикали при незначительном угле наклона скважины.
Простота профиля обеспечивает эксплуатацию скважины без существенных осложнений.
Обычно максимальный зенитный угол на участках 2 и 3 не должен превышать 20º, что связано с эксплуатацией электропогружных и штанговых насосов.
Основная сложность при бурении скважин по данному типу профиля состоит в том, что очень трудно обеспечить прямолинейный характер ствола скважины
S-образный профиль. Его применяют в тех случаях, когда геологические условия не позволяют стабилизировать зенитный угол на наклонном участке. Поэтому на участке 2 набирается большой зенитный угол в целях получения необходимого отклонения забоя скважины от вертикали. Достоинства:
Участок набора кривизны расположен не ниже 500-800 метров, что существенно упрощает управление отклонителем (без дорогих телесистем).
Основные работы по выведению ствола скважины в круг допуска осуществляются при бурении верхних интервалов профиля, в дальнейшем не используется КНБК с центрирующими элементами. Недостатки:
Увеличивает работу с отклонителем, следовательно, возрастает стоимость работ.
На участке уменьшения зенитного угла снижается моторесурс долот (фрезерование боковой поверхности).
Максимальные нагрузки на буровое оборудование при подъеме БК за счет сил трения.
Особенности J-образного профиля
Имеют, как правило, два участка набора кривизны, что позволяет более точно войти в продуктивный пласт (удобно для горизонтальных скважин);
Минимизирует силы трения бурильной колонны со стенками скважины и нагрузку на крюке при подъеме бурильной колонны;
Позволят выбрать геометрию ствола скважин, которую легко адаптировать к конкретным условиям.
Ответ на вопрос: «Типы КНБК, применяемые для бурения различных интервалов наклонно-направленной скважины. Принцип выбора КНБК».
Технические и технологические причины приводят к самопроизвольному искривлению скважины вследствие того, что они вызывают изгиб нижней части бурильной колонны, перекос оси долота относительно оси скважины.
Для исключения этих процессов или снижения вероятности их возникновения необходимо:
а) увеличить жесткость низа бурильной колонны;
б) исключить зазоры между центраторами и стенкой скважины;
в) снизить нагрузки на долото;
г) периодически вращать бурильную колонну.
Для выполнения условий а) и б) необходима установка не менее двух полноразмерных центраторов: над долотом и на корпусе забойного двигателя (либо на корпусе УБТ).
Установка 2-х — 3-х полноразмерных центраторов позволит увеличить жесткость низа бурильной колонны и уменьшить вероятность искривления даже без снижения осевой нагрузки на долото.
Искусственное искривление скважин применяется с целью:
добычи нефти и газа из труднодоступных участков, занятых на поверхности промышленными и жилыми объектами, оврагами, горами, реками, озерами, болотами, лесами;
экономии отводимых под строительство буровых плодородных земельных участков, лесов и др.;
экономии затрат на строительство оснований, подъездных путей, линий электропередач, связи, трубопроводов;
сокращения средств и времени на строительно-монтажные работы и обслуживание при эксплуатации скважин с близко расположенными устьями;
обхода зон катастрофических поглощений, обвалов и аварий в стволе скважины;
вскрытия продуктивных пластов, залегающих под пологим сбросом или между двумя параллельными сбросами;
проходки стволов на нефтяные пласты, залегающие под соляными куполами, в связи с трудностью бурения через них (соль «плывет», срезает бурильные и обсадные колонны);
вскрытия продуктивных пластов, залегающих под дном морей, рек, озер, болот, каналов, строений;
проходки нескольких скважин с буровых оснований, морских платформ, эстакад;
бурения стволов для глушения открытых фонтанов и тушения пожаров;
перебуривания части ствола скважины;
вскрытия продуктивного пласта под определенным углом для увеличения поверхности дренажа и увеличения дебита скважины;
многозабойного вскрытия продуктивного пласта;
газификации строго по угольному пласту и подземному выщелачиванию.
Существует два способа бурения наклонных скважин — роторный и с применением забойного двигателя.
Роторный способ представляет собой прерывистый процесс искривления ствола скважины последовательными зарезками (уходами в сторону). В качестве отклоняющего устройства применяется отклоняющий клин, на западе он называется wipstock.
Отклоняющий клин — толстостенная обсадная труба, разрезанная по диагонали на две части. По месту разреза приваривается желоб. Клинья могут устанавливать стационарно и съемно, предварительно ориентируя желоб в заданном азимуте. При бурении долото скользит по желобу, что приводит к искривлению скважины на заданном участке.
С применением забойных двигателей
Неориентируемая
На практике же для достижения стабилизации (при бурении условно вертикальных или наклонно прямолинейных участков) устанавливают 2—3 полноразмерных центратора в расчетных местах. Дальнейшее перемещение центратора от долота превращает эту систему в КНБК для снижения величины зенитного угла. Ее называют «отвесной» компоновкой.
С помощью одного полноразмерного центратора, устанавливаемого в различных местах низа бурильной колонны, можно управлять величиной и знаком отклоняющей силы на долоте, т.е. увеличивать, стабилизировать и уменьшать вели- чину зенитного угла скважины.
Ориентируемая
С целью управления зенитным углом и азимутом, т.е. для управления пространственным искривлением используют на практике все возможные отклоняющие устройства, основным элементом которых является кривой переводник (КП).
Назначение КП — создать искусственный изгиб в нижней части компоновки, т.е. провоцировать процессы фрезерования стенки скважины и асимметричного разрушения забоя. КП могут иметь углы перекоса в 1°; 1°30′; 2°; 2°30′; 3°; 3°30′ и 4°.
Чем ближе КП установлен к долоту, тем выше интенсивность изменения параметров кривизны. Для управления пространственным искривлением скважины необходимо ориентирование отклоняющей компоновки по заданному азимуту. С этой целью строится так называемый магнитный круг.
Причем в зависимости от того, в каком положении находится отклонитель, будут зависеть параметры искривления скважины на данном участке. Рис. 1.
Таким образом, при работе отклонителя в I четверти (значения по магнитному кругу 271—359°) получаем рост зенитного угла и рост азимута); во II четверти (1—89°) получаем рост зенитного угла и уменьшение азимута; в III четверти (91—179°) получаем падение зенитного угла и уменьшение азимута; в IV четверти (181—269°) получаем падение зенитного угла и увеличение азимута.
КП устанавливаются в различных местах: между шпинделем и нижней секцией турбобура — реже между нижней и верхней секциями турбобура; над односекционным турбобуром; в нижней части объемного (винтового) двигателя.
В России широкое применение в качестве отклонителей находят винтовые забойные двигатели. При меньших габаритах (по сравнению с турбобурами) они обладают большими мощностями, крутящим моментом и меньшей частотой вращения, что выгодно их отличает от турбобуров. Винтовые двигатели являются основными забойными двигателями — отклонителями и за рубежом.
Современные забойные двигатели — отклонители:
турбинные — ОТС, ОТ, ОШ — специально сконструированные;
турбобуры с кривыми переводниками;
винтовые типа Д1, Д2; для горизонтального бурения ДГ;
электробуры с МИ типа Э170-8; Э185-8; Э215-8; Э240-8; Э250-16.
Компоновки с турбинным отклонителем и кривым переводником над ним, а также компоновки с отклонителем Р-1 следует применять в тех случаях, когда ожидается значительное расширение ствола.
Рис. 2. Отклонитель Р-1.
Рис. Откланяющее устройство с накладкой: 1 — бурильные трубы; 2 — кривой переводник; 3 — турбобур; 4 — накладка; 5 — долото.
Основное условие эффективного управления траекторией долота — обеспечение минимального зазора (либо полное исключение его) между наружным диаметром центратора и стенкой скважины. Необходимо исключить либо значительно уменьшить износ рабочих элементов во время спускоподъемных операций и добиться полноразмерности центраторов в процессе работы долота. В значительной мере этим требованиям отвечают центраторы с изменяемой геометрией центрирующих элементов.
Компоновки низа бурильной колонны для роторного бурения
Роторные компоновки обычно проектируются для бурения участков набора, падения или стабилизации зенитного угла скважины. Поведение любой роторной компоновки регулируется путем изменения диаметра и положения центраторов в пределах первых 36 м от забоя.
На рис. 3-1 дана типичная компоновка низа бурильной колонны для набора зенитного угла скважины. Роторная компоновка для набора зенитного угла требует прогиба утяжеленной бурильной трубы между первым и вторым центраторами. Прогиб приводит к наклону долота (ВТ) и созданию боковой силы на долоте (ВSF), направленной в сторону верхней стенки ствола.
Интенсивность набора зенитного угла для этой компоновки увеличивается с увеличением расстояния между первым и вторым центраторами. По мере увеличения расстояния между центраторами будет увеличиваться прогиб бурильной трубы, тем самым увеличивая наклон долота (ВТ) и боковую силу на долоте (ВSF). Когда прогиб утяжеленных-бурильных труб увеличится до того, что они коснутся нижней стенки скважины, наклон долота и боковая сила на долоте достигнут своих максимальных значений; что даст максимальную интенсивность набора зенитного угла этой компоновки.
На рис. 3-3 показана типовая маятниковая компоновка, или компоновка для участка падения зенитного угла. Роторная компоновка для изменения зенитного угла требует по крайней мере одного центратора, но часто включает три центратора.
Интенсивность падения зенитного угла для этой компоновки регулируется путем: Изменения расстояния между долотом и первым центратором. Если расстояние между долотом и первым центратором увеличивается, сила тяжести прижимает долото к нижней стенке скважины, увеличивая направленные вниз наклон долота и боковую силу на долоте. Если расстояние между долотом и первым центратором слишком велико, долото начнет изгибаться вверх и интенсивность падения зенитного угла достигнет максимума. Обычно расстояние между долотом и первым центратором будет примерно 9 м.
На рис. 3-5 дана типовая компоновка для стабилизации зенитного угла, или жесткая компоновка. Эта компоновка снижает склонность скважины к искривлению и обычно содержит три или более центратора, расположенных на небольшом расстоянии друг от друга. Диаметр и расположение центраторов приводят к снижению наклона долота и боковой силы на долото.
Компоновки низа бурильной колонны с забойным двигателем
Для зенитных углов менее 200 максимальная интенсивность резкого перегиба скважины имеет место в том случае, когда место перекоса расположено на расстоянии около 10 м от долота.
Эта интенсивность эквивалентна интенсивности в случае применения прямого забойного двигателя с кривым переводником. По мере увеличения зенитного угла максимальная интенсивность резкого перегиба имеет место тогда, когда перекос расположен на расстоянии примерно в 2,5 м от долота. Эта компоновка представляет собой типичную компоновку с изогнутым корпусом. Данный график подтверждает часто упоминаемый факт, что компоновка с изогнутым корпусом неэффективна в качестве компоновки для отклонения скважины.
Причина такой характеристики компоновки показана на рис: 3-8. По мере увеличения зенитного угла скважины сила тяжести прижимает верхний конец забойного двигателя с изогнутым корпусом к нижней стенке скважины и увеличивает боковую силу на долоте (ВSF). Компоновка с кривым переводником при небольшом зенитном угле скважины вначале создает большую боковую силу на долоте. На рис. 3-9 показан забойный двигатель с изогнутым корпусом с одним центратором на корпусе шпинделя и одним центратором над рабочей секцией забойного двигателя. Дополнительные центраторы улучшают работу компоновок, включающих забойный двигатель с регулируемым углом перекоса при небольших зенитных углах скважины.
Рис. 3-12.
На рис. 3-12 показан забойный двигатель с изогнутым корпусом и накладкой или эксцентричным корпусом вместо нижнего центратора. Накладку можно считать как смещенный центратор. Такие конструкции компоновок регулируемым углом перекоса дают большие возможности менять проектные интенсивности набора угла, так как накладка позволяет моделировать центратор любого диаметра.
Забойные двигатели с двумя перекосами
Забойные двигатели с двумя перекосами – это двигатели, имеющие один перекос у соединительного шарнира вала (как изогнутый корпус у двигателя с одним перекосом) и перекос между рабочей секцией и перепускным клапаном в верхней части забойного двигателя. Второй (верхний) перекос может быть постоянным или регулируемым.
Двигатели с двумя перекосами будут набирать зенитный угол с более высокой интенсивностью, чем двигатели с одним перекосом, но их нельзя вращать.
