Основные понятия и определения. Цель и задачи направленного бурения скважин

Цель и задачи направленного бурения скважин

Целью направленного бурения скважины является попадание конечного забоя скважины в предварительно заданную точку на кровле продуктивного пласта (иногда с дальнейшим бурением горизонтальной части ствол). Эта точка является центром круга допуска. При попадании забоя скважины в этот круг проектное задание считается выполненным. Для различных горно-геологических условий, назначения скважины, ёе глубины (по вертикали) величина радиуса круга допуска колеблется в пределах 15-60м. Для горизонтальных скважин проект в общем случае считается выполненным, если горизонтальная часть ствола не вышла за пределы проектных значений коридора, ограниченного двумя вертикальными и двумя горизонтальными плоскостями.

В таблице 1 приведены нормы допустимых отклонений забоев наклонных скважин от центра круга допуска (радиусов круга допуска) в зависимости от геологических условий, назначения и проектной глубины.

Задачами, решаемыми с помощью направленного бурения, могут быть:

1) снижение затрат на разработку месторождения при бурении

наклонно направленных скважин с кустовых площадок на суше или морских оснований (кустовое бурение);

2) вскрытие продуктивного пласта под определенным углом для увеличения площади фильтрации;

3) проводка скважин до продуктивных пластов, расположенных под

Таблица 1. Нормы для выбора радиуса круга допуска

участками земли с сильно пересеченным рельефом (овраги, холмы, горы);

5) вскрытие продуктивных пластов под дном океанов, морей, озер, рек и болот;

6) уход в сторону из аварийной или малопродуктивной скважины путем забуривания бокового ствола;

7) вскрытие продуктивных пластов, залегающих под пологим сбросом или между двумя параллельными сбросами;

8) отклонение ствола от сбросовой зоны (зоны разрыва) в направлении продуктивного горизонта;

9) вскрытие продуктивных пластов под соляными куполами в связи со сложностью бурения через них.

Иногда направленное бурение производится с целью пересечения ствола аварийной, фонтанирующей нефтью или газом скважины для ее глушения. Направленное бурение может осуществляться и без применения специальных искусственных отклонителей – только на основе учета известных для данного района закономерностей искривления.

Искривлением скважины называется отклонение ее оси от вертикали или другого заданного направления в процессе бурения в силу естественных или искусственно созданных причин.

Естественными причинами искривления скважин являются неоднородность по твердости разрушаемых долотом горных пород и наклонное залегание анизотропных по буримости пластов.

Искусственно созданными причинами являются применение при бурении "отклоняющих" компоновок низа бурильной колонны (КНБК) и соответствующих режимов бурения.

Пространственное положение любой скважины можетбыть определено тремя ее параметрами: глубиной S, зенитным α и азимутальным φ углами на этой глубине.Зенитнымуглом в точке В (рисунок 1.2) траектории скважины называется угол между касательной в этой точке и вер­тикалью. Угол между проекцией касательной к оси ствола скважины в данной точке на горизонтальную плоскость и направлением на Север называется азимутом (азимутальным углом) скважины в данной точке.

Различают магнитный и географический азимуты. Последний иногда называют дирекционным углом. Магнитным азимутом в данной точке ствола скважины называют угол между проекцией касательной в данной точке на горизонтальную плоскость и направлением на магнитный северный полюс Земли, отсчитываемый по часовой стрелке, географическим - когда угол отсчитывается от направления на географический северный полюс. Из за несовпадения магнитного и географического полюсов, в каждой точке земной поверхности магнитный и географический меридианы образуют между собой угол d, называемый магнитным склонением. Северный конец магнитной стрелки может отклоняться от географического меридиана, как к востоку, так и к западу. В зависимости от этого различают восточное – положительное и западное – отрицательное склонения.

Географический азимут j_г связан с магнитным азимутом j_м соотношением: j_г = j_м d (1.1)

В различных точках Земли магнитное склонение имеет различную величину.

Рисунок 1.2 К определению понятий «зенитный угол» и «азимут» скважины

На территории России магнитное склонение колеблется от 0 до ± 20°. Для каждого района его величина приводится на соответствующих топографических картах (в Краснодарском крае магнитное склонение равно +5°, а, например, в Мамонтово – Западная Сибирь-14°).Глубина S скважины это расстояние по ее стволу от устья до забоя или любой точки (на рисунке 1.2 это кривая АВ), в которой производится измерение зенитного угла и азимута скважины.

Положение скважины в пространстве можно изобразить в системе 3D, однако наибольшую информативную ценность для технолога оператора по управлению искривлением скважины представляют проекции её оси на проектные вертикальную и горизон­тальную плоскости.

Длину ствола обычно измеряют по мере бурового инструмента и при контрольных измере­ниях, проводимых геофизическими партиями по мере углубления сква­жины.

В дальнейшем, в тексте часто будет упоминаться термин «ось скважины». Под осью скважины могут подразумеваться два понятия:

1) действительная ось — это геометрическое место точек центра разрушаемого забоя, перемещающегося при углублении скважины. Она представляет собой плоскую или пространственную кривую с локальными перегибами, отобража­ющую фактическую форму ствола скважины;

2)приближенная ось, фиксируется измерительной (инклинометрической) аппа­ратурой. Она отображает общее пространственное искривление ствола, носит название трассы скважины и представляет собой сглаженную по сравнению с действительной осью плоскую или про­странственную линию, состоящую из отрезков прямых и простых дуг, имеющих общие касательные и примыкающих друг к другу. В дальнейшем под термином «ось» или «трасса» будет подразумеваться приближенная ось.

Вертикальная плоскость, касательная к оси наклонной сква­жины в данной точке оси, называется апсидальной плоскостью скважины в данной точке. Изменение только зенитных углов в процессе бурения скважины вызывает ее зенитное искривление, оно происходит только в од­ной — вертикальной плоскости, и через ось такой скважины можно провести только одну апсидальную плоскость. Изменение только азимутальных углов вызывает азимутальное искривление скважин. Практически, при искривлении скважин происходит совместное изменение зенитных и азимутальных углов, что вызывает пространственное искривление скважины. Положение её криволинейной оси в пространстве называется трассой скважины, которую иногда на практике называют профилем. Все скважины, пробуренные по плоскостной или простран­ственной криволинейной оси, являются искривленными.Таким образом, под искривлением скважины следует понимать изменение направления оси скважины в пространстве по отноше­нию к ее начальному положению. Иногда под термином «искривле­ние» неверно понимают расхождение между фактической и проект­ной трассами скважины. В результате при бурении скважины строго по проектной криволинейной трассе она оказывается якобы не искривленной. Расхождение между действительным положе­нием (осью) скважины и ее проектным профилем следует называть отклонением скважины от проектной трассы.

Искривление скважин подчиняется определенным зависимо­стям. Многие из них имеют достаточно стабильный, постоянно повторяющийся характер и могут считаться закономерными, дру­гие имеют случайный, не постоянный характер, их повторяемость и величины не стабильны, т. е. устанавливаются лишь с низкой степенью вероятности и являются незакономерными. В общем случае, любое непреднамеренное искривление сква­жин, происходящее из-за непостоянства физико-механических, структурных и других свойств горных пород (геологические фак­торы) и технологических режимов их бурения (технологические факторы), действующих раздельно или совместно, может быть названо естественным искривлением скважин. Изменение положения оси скважины в пространстве с применением специальных средств (отклонителей), или в результате зара­нее заданного изменения технологических режимов бурения и со­става компоновок низа бурильной колонны ит. п. называется искус­ственным искривлением скважины.

Степень изменение кривизны скважины характеризуется интенсивностью искривления i, кото­рая представляет собой приращение величины зенитного ∆ α, или азимутального ∆ φ углов на единицу длины определенного интервала S ствола скважины:

( 1.2); (1.3)

Общую интенсивность искривления можно вычислить по формуле

(1.4)

На практике принято для интервалов, где происходит интенсивное изменение зенитного угла, интенсивность выражать в градусах на 10 метров (обычно от 0.5 град/10м и выше) и для интервалов с малоинтенсивным изменением зенитного угла – в градусах на 100 метров (менее 0.5град /10м). Величина, обратная интенсивности называется радиусом искривления на данном интервале . При вычислении R интенсивность должна быть выражена в радианах на метр.

Приборы для измерения параметров искривления (зенитного угла и азимута) называют инклинометрическими. В этих приборах датчик азимута может быть магнитным (регистрирует только магнитный азимут) или гироскопическим (может регистрировать географический и магнитный азимуты).

2 ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ РАЗВИТИЯ НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКИХ ПРЕДСТАВЛЕНИЙ, ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ [1]

Метод направленного бурения зародился в связи с обнаруже­нием новых нефтеносных площадей, залегающих в трудно­доступных для проводки вертикальных скважин условиях. Впервые в 1906 году инженер П.Н.Потоцкий, осуществлявший засыпку бухты на Бибиэйбате (Азербайджан), предло­жил разрабатывать залегающие под морским дном нефтенос­ные горизонты наклонными скважинами с берега с засыпанной части бухты. Но эта идея не могла быть претво­рена в жизнь. В то время сква­жины бурились ударным способом.

С появлением нового, более прогрессивного, роторного способа буре­ния нефтяных скважин в тридцатых годах вопрос об освоении метода проводки наклонно направленных скважин начал практически решаться.

Наклонно направленное бурение на нефть впервые было осуществлено во второй половине 1934 года на грозненских промыслах. Здесь разведка и освоение поднадвиговых пластов вертикальными скважинами натолкнулись на чрезвычайные трудности - сложность попадания в заранее намеченный пласт, сильное естественное искривление вертикальных скважин и др. Первый опыт применения ориентированного искривления при помощи съемного уипстока (отклоняющего клина - рисунок 2.1) с универсальным шарниром был произведен в скважине № 2/50. Но этот опыт не увенчался успехом: ствол скважины не удалось искривить в определен­ном направлении из-за аварий с уипстоком и отсутствия соот­ветствующего опыта у работников бурения. В мае 1935 года была заложена скважина

№ 30/65 в Старогрозненском районе. Скважина была пробурена до глубины 1803 м. Отклонение забоя от вертикали составляло 517 м. Скважина была сдана в эксплуатацию. Она сыграла значительную роль в практике освоения наклонно-направленного бурения

В дальнейшем был заложен ряд других скважин. Скважина № 5/51 была доведена до глубины 1893 м, угол искривления на этой глубине достиг 32°, а смещение от вертикали—687 м. Эта скважина бурилась с учетом естественного искривления ствола. Но вследствие тектонических нарушений структуры, намеченное значение зенитного угла не было достигнуто. Для получения необходимого искривления потребовалось производить спуск уипстока 34 раза через каждые 20—30 м.

В Азербайджане необходимость проводки наклонно-направ­ленных скважин в первую очередь была обусловлена тем, что богатейшие залежи нефти находились под дном Каспийского моря в районах о. Артема, Бибиэйбата и др.

Первая наклонно-направленная скважина в Азербайджане пробурена на морских участках о. Артема, где обва­ливающиеся понтические глины затрудняли проводку верти­кальных скважин. Было решено обойти эти глины путем проводки наклонной скважины. Проектом намечалось пробурить скважину на глубину 680—700 мс отклонением от вертикали на 200 мв азимуте 265° и с максимальным проектным зенитным углом в 30°. В целях экономии времени на спуск уипстока было решено вна­чале отклонить ствол скважины наклоном ротора, а затем, в случаях необходимости, применять съемный и несъемный уипстоки. В ходе бурения выяснилось, что достигнутая вначале кри­визна 2°30' не увеличивается, а наоборот, имеет тенденцию к снижению. Было решено применить уипсток. Всего за время бурения было произведено 10 спусков уипстока. Таким обра­зом, скважина была пробурена до проектного пласта на глубину 702 мс отклонением от вертикали 146 м. Макси­мальный зенитный угол оставил 23°, был достигнут на глубине 575 м, сохра­нился до проектной глубины. Бурение этой первой наклонной скважины на о. Артема способствовало освоению технологии проводки наклонно-направленных скважин, выявило недостатки и, самое главное, поставило перед техниками и технологами конкретные задачи, которые надо было решить. Следующими наклонно-направленными скважинами были №№ 382, 393, 385 и др. В них также были неоднократные осложнения с уипстоком. Таким образом, вследствие ряда существенных недостатков, присущих роторному методу проводки наклонных скважин, скорости проходки получались низкими, и удельный вес механического бурения был значительным в общем балансе времени строительства скважин. Эти показатели, конеч­но, не могли считаться удовлетворительными. Было предпринято много попыток упростить проводку наклонных скважин роторным способом и увеличить скорости бурения. Но специфические особенности роторного метода буре­ния препятствовали этому. В 1935 году инженер М.А.Гейман предложил использо­вать для бурения турбобур М.А.Капелюшникова, а для осуществления ухода в сторону применить кривую трубу. Это предложение было испытано на буровой № 6 в Мардакянах (Азербайджан). На этой скважине была установлена техническая целесообраз­ность этого метода: за каждый спуск турбобура происходило нарастание зенитного угла от 1°30' до 3°. Но и этот метод не был совершенным, поскольку сам турбобур того времени имел недостатки.

В 1939—1941 гг. инженерами П.П. Шумиловым, Р.А. Иоаннесяном,

Э.И. Тагиевым и М.Т. Гусманом был разработан и внедрен новый тип забойного двигателя — многоступенчатый безредукторный турбобур.

Впервые этот турбобур был применен для наклонного буре­ния в 1939 г, когда в скважине № 881 Азизбековнефти было обнаружено значительное искривление ствола. Создалась угроза недопустимого сближения этого ствола со стволами уже эксплуатирующихся скважин.

Под действием веса бурильных труб шпильки срезаются, а коронка уипстока врезается в забой. После установки уипстока на забое опускают инструмент на величину, соответствующую вы­ходу долота из кольцевой муфты. После этого, держа долото на весу, вращают ротор (число оборотов — до 20 — 30 в минуту) и произ­водят промывку с небольшой подачей жид­кости для предотвращения размыва стенок сква­жины вокруг уипстока. Забуривание нового ствола производят со скоростью 0,5 м/час. Когда долото входит полностью в грунт, увеличивают нагрузку.

Необходимо было либо заново бурить скважину, либо принять такие меры, которые прекратили бы нарастание кривизны ствола в опасном направ­лении. Решили попытаться организовать искривление скважины в другом направлении. Для этого на забой скважины был ориентированно спущен турбобур с искривленной трубой над ним. Компоновка низа, примененная в буровой № 6 в Мардакянах, отличалась от компоновки низа в буровой № 881 в Азизбековнефти. В первом случае между долотом и турбобуром ставилась бурильная труба, что и было причиной малого набора кривизны и даже ее уменьшения.

Применение кривой трубы для буровых №№ 6, 881, 869 показало возможность искривления скважины в нужном направлении и разрешило основные задачи наклонного бурения: управление азимутом и зенитным скважины. Эти опыты по­зволили уточнить компоновку низа инструмента и выбор типа долота, а также создали реальные предпосылки для бурения наклонных скважин с помощью турбобура.

Первой наклонной скважиной, полностью пробуренной турбобуром, была скважина № 1385 Сталиннефти (Баку, 1941г.). Бурение этой скважины было предпринято в связи с необходимостью освоить нефтяной участок,распо­ложенный под промышленным сооружением. Отклонение забоя от вертикали должно было составлять 250 м.Скважина проводилась 3-шарошечными долотами и турбо­буром. Она была доведена до глубины 1920 м, На этой глубине было достигнуто отклонение 220 мс максимальным зенитным углом 22°.

В процессе дальнейшего бурения стволу скважины посте­пенно придавалось вертикальное направление. Бурение закон­чилось на глубине 2355 м. Следует отметить, что, несмотря на отсутствие опыта наклон­ного бурения целой скважины турбобуром, технико-экономи­ческие показатели этой скважины мало уступали показателям вертикального бурения.

Начиная с 1941 г., турбинным методом было пробурено значительное количество наклонных скважин на суше и на морских площадях.

В Грозном освоение наклонного турбинного бурения нача­лось на Старогрозненской площади разбуриванием поднадвига. Сложные геологические условия в этом районе создавали серьезные трудности для освоения этого нового для того вре­мени метода.

В 1944 г. в Старогрознефти было начато бурение первых трех наклонных скважин (№№ 6/124, 11/30 и 8/80) на поднадвиг с помощью турбобура. Ни одна из этих скважин не была полностью пробурена турбобуром. В скважину № 11/30 на глу­бине 1280 миз-за невозможности увеличения зенитного угла свыше 24° были спущены последовательно 4 уипстока, и бурение закончили ротором на глубине 1500 м.

В скважине № 8/80 с глубины 1150м по той же причине бурение велось с помощью уипстоков, причем переход на бурение с уипстоком также не дал нужного зенитного угла.

Таким образом, было установлено, что увеличение угла наклона свыше 20—25° при помощи только кривой трубы в Старогрозненском районе невозможно. Это послужило причиной перевода всех скважин района на ротор. Научно-техни­ческая мысль была призвана вновь решать задачи наклонного бурения для условий этого района.

Одним из первых было предложение ГрозНИИ приме­нять в качестве отклонителя кривой переводник с системой удлинителей. Опытное бурение скважины № 38/0 показало, что такая компоновка низа дает значительно больший эффект. Но, несмотря на большую жесткость, эта система также не обеспечивала получения больших углов искривления в нару­шенных глинистых породах. В дальнейшем ГрозНИИ усовершенствовал отклонители для мягких пород. Последние представляли собой различные конструкции накладок и салазок, приваренных к турбобуру. Как показали испытания, наиболее эффективной компоновкой оказался турбобур с эксцентричным ниппелем, который в состоянии увеличить зенитный угол скважины до 40—50° с темпом искривле­ния 0.5-1° на 10 м.

Одной из первых площадей, где было применено бурение наклонных скважин турбинным способом, является Краснокамск. Бурение наклонных скважин в этом районе диктовалось необходимостью разработки участков, залегающих под рекой Кама, промышленными сооружениями и торфяными боло­тами. Особенностью бурения скважин здесь было то, что при сравнительно малых глубинах их необходимо было получить отклонение от вертикали до 400 ми более.

Бурение первой наклонной скважины в Краснокамске (№ 2-Н) было начато 31 декабря 1942 года. Она была направ­лена под рабочий поселок фабрики. Бурение успешно закончили на глубине 950мс отклонением от вертикали 106 м. Достигнутый зенитный угол составил 30°. На основе опыта проводки скважины № 2-Н в Краснокамске стали широко применять наклонное бурение со значительным отклонением от вертикали (400—500 м)при глубинах до 1000 м. Скорости бурения наклонных скважин почти достигли скоро­стей бурения вертикальных скважин.

В 1943 году в Краснокамске было пробурено и сдано в эксплуатацию 16 наклонных скважин, причем бурение велось в наиболее сложных крепких породах.

В связи с накоплением опыта, развитием и совершенство­ванием техники бурения, измерительной аппаратуры наклон­ное бурение начинает широко распространяться. В 1945 году наклонными скважинами стал разрабатываться район Жигулей, в 1947 г. — район Малгобекнефти и морские участки Избербаша. В 1948 году этот метод бурения широко осваивается в Азербайджане—на суше и на море, а также в районах Грозного, а в 1955 г. — в Кергезнефти и т. д.

С этого момента начинаются интенсивные работы по теоретическому осмысливанию механизмов искривления скважин, разрабатываются технические средства и технологические приёмы для бурения скважин в заданном направлении. Полагая, что искривление скважин происходит в основном за счёт наличия упругой отклоняющей силы, многие авторы, в частности [], посвятили свои исследования расчёту этой силы а также влиянию на её величину геометрических размеров компоновки низа бурильной колонны угла перекоса кривого переводника, а в более поздних работах [] влиянию интенсивности искривления оси ствола скважины на величину упругой силы. В работе [Вас.] впервые обосновывается возможность искривления скважины только за счёт ассиметричного расположения компоновки низа бурильной колонны в скважине (например, в случае, когда между долотом и турбобуром помещён шарнир. К этому же периоду следует отнести создание таких технических средств управления искривление скважин, как отклонитель турбинный секционный (ОТС), шпиндель отклонитель (ШО) и другие технические средств, устроенных по такому же принципу. В это же время появляются методики [], позволяющие рассчитать компоновки с одним центратором, расположенные в прямолинейно наклонном стволе скважины. В более поздний период появляются теоретические работы, позволяющие рассчитать величину отклоняющей силы и форму изгиба оси компоновки низа бурильной колонны с одним опорным элементом- центратором (стабилизатором). В первых работах рассматривался расчёт компоновки, расположенной в прямолинейно наклонном стволе скважины. В дальнейшем, появились исследования, учитывающие влияние криволинейности ствола наклонной скважины [2] на величину отклоняющей силы. Одновременно с этим, в литературе появляются работы, направленные на построение модели прогнозирования интенсивности искривления скважины при бурении различными компоноками низа бурильной колонны (М.М. Александров, Л.Я. Сушон), совершенствуются приборы для измерения параметров искривления, создаются аппараты для непрерывного (в процессе бурения) отображения параметров искривления ствола скважины и положения отклоняющих устройств на забое.