Бурение нефтяных и газовых скважин

полная ликвидация скважины;

исправление искривленного ствола в той же скважине перебуриванием.

Исправление ствола скважины можно производить как турбинным, так и роторным способом. Чтобы исправить ствол скважины, прежде всего тщательно измеряют кривизну всей скважины выше места наибольшего перегиба и выбирают ближайший вертикальный участок ствола скважины против мягких пород. Ниже вертикального участка ставят цементный мост. После того как цемент достаточно затвердеет, спускают бурильную колонну и забуривают новый ствол скважины.

Рис. 8.3. Инклинограмма по скважине 927, Азербайджан 258

Для забуривания рекомендуется подбирать такой интервал, крепость пород которого ниже крепости цементного камня. Бурение начинают «с навеса», т.е. дают чрезвычайно медленную подачу, которая равно распределяется в течение нескольких часов и составляет не более 10... 12 см/ч.

В период забуривания необходимо постоянно следить за шламом. Как только уступ вырабатывается, т.е. в шламе больше не содержится цемент, долоту следует дать несколько увеличенную подачу (около 20 см/ч), продолжая следить за шламом. Если в шламе цемент не появляется, то осевую нагрузку постепенно увеличивают до нормальной. При забуривании ствола гидравлическими забойными двигателями используют обычное трехшарошечное долото.

Ствол скважины можно исправить и роторным способом. Порядок забуривания и режим бурения при этом аналогичны описанным выше.

8.2 Бурение наклонно-направленных скважин

Наклонно-направленной скважиной называется скважина, специально направленная в какую-либо точку, удаленную от вертикальной проекции ее устья. Наклонное бурение в настоящее время широко применяется при бурении скважин на нефть, газ и твердые полезные ископаемые (рис. 8.4). Существует два способа бурения наклонных скважин:

роторный, представляющий собой прерывистый процесс искривления ствола скважины последовательными зарезками (уходами в сторону);

забойными двигателями, обеспечивающий непрерывный процесс искривления ствола скважины.

В Российской Федерации подавляющее большинство наклонно-направленных скважин бурят с применением забойных двигателей, тогда как за рубежом преобладает бурение таких скважин роторным способом, а забойные двигатели в основном используют только на участке набора кривизны в заданном направлении. Отечественные и зарубежные специалисты считают наиболее перспективными для набора кривизны в заданном направлении винтовые забойные двигатели. Эти двигатели имеют гораздо большую Мощность, чем турбобуры, более низкую частоту вращения вала, Что благоприятно сказывается при наборе кривизны.

Рис. 8.4. Примеры наклонного бурения скважин:
1 -- проходка с морского основания; 2 -- разбуривание морского нефтяного месторождения с берега; 3 -- отклонение ствола скважины от сбросовой зоны (зоны разрыва) по направлению и нефтеносному участку; 4 -- проходка наклонной скважины, когда забой будет расположен под участком, недоступном для монтажа буровой установки; 5-- бурение на нефтяные пласты моноклинального типа; 6 -- бурение вспомогательной наклонной скважины для ликвидации пожара или открытого фонтана; 7-- уход в сторону при аварии; 8 -- проходка наклонных скважин в районе замывания соляного купола; Н -- нефть; В -- вода; Г -- газ; С -- соль

Профили наклонных скважин. Профиль наклонной скважины должен быть таким, чтобы при минимальной затрате средств и времени на ее проходку было обеспечено выполнение задачи, поставленной при бурении данной скважины.

При бурении наклонно-направленных скважин наибольшее распространение получили четыре типа профилей (рис. 8.5).

Профиль I (см. рис. 8.5, а) -- наиболее распространенный. Состоит из трех участков: верхнего участка 1 -- вертикального, второго участка 2, выполненного по плавной кривой, и третьего участка 3 -- по наклонной прямой. Этот профиль рекомендуется в основном для бурения наклонных скважин на одноттластовые месторождения с большими отклонениями при средней глубине скважины.

Профиль II (см. рис. 8.5, б) состоит из четырех участков: верхнего участка / -- вертикального, второго участка 2, выполненного по кривой с нарастающей кривизной, третьего участка 3 -- по наклонной прямой и четвертого участка 4 -- по кривой с убывающей кривизной. Часто этот профиль применяется в несколько видоизмененном виде -- отсутствует участок 3, т.е. сразу за участком 2 с нарастающей кривизной следует участок 4 с убывающей кривизной. Профиль этого типа обычно применяют при бурении наклонных скважин глубиной до 2500 м.

Профиль III (см. рис. 8.5, в) -- менее распространен, чем первые два. Состоит из двух участков: верхнего участка / -- вертикального и второго участка 2, выполненного по кривой, постепенно увеличивающей угол наклона ствола. Бурение скважин по такому профилю осуществляется в тех случаях, когда необходимо выдержать заданные углы входа ствола скважины в пласт.

Профиль IV (см. рис. 8.5, г) -- применяется при бурении глубоких наклонных скважин. Этот профиль отличается от предыдущих тем, что к вертикальному участку 7, участку 2, выполненному по кривой, и участку 3, представляющему наклонную прямую, добавляется криволинейный участок 4, характеризующийся снижением полученной кривизны, т.е. выхолаживанием ствола, доходящим до вертикали, и прямой вертикальный участок 5. Профиль такого типа следует применять в тех случаях, когда нижний участок скважины имеет несколько продуктивных горизонтов.

Рис. 8.5. Профили наклонных скважин:
а -- профиль I; б-- профиль II; в -- профиль III; г-- профиль IV; 1 -- вертикальный участок; 2 -- участок с нарастающей кривизной; 3 -- наклонная прямая; 4-- участок с убывающей кривизной; 5-- вертикальный участок

Рассмотренные выше профили представляют собой кривую линию, расположенную в одной вертикальной плоскости. Такие профили называются профилями обычного типа. В бурении иногда приходится прибегать к профилям, которые представляют собой пространственную кривую линию, напоминающую винтовую или спиральные линии -- профили пространственного типа. Скважины по профилю этого типа бурят в тех районах, где велико влияние геологических условий на самопроизвольное искривление ствола скважины. При построении профиля таких скважин стремятся максимально использовать закономерности самопроизвольного искривления скважин и тем самым свести к минимуму интервалы бурения с отклонителем. В Российской Федерации бурение наклонно-направленных скважин с профилем пространственного типа распространено в Грозненском нефтяном районе

Рис. 8.6. Кривой переводник

Отклоняющие устройства. Назначение отклоняющих устройств -- создание на долоте отклоняющего усилия или наклона оси долота к оси скважины в целях искусственного искривления ствола скважины в заданном или произвольном направлении. Их включают в состав компоновок низа бурильных колонн. Они отличаются своими особенностями и конструктивным выполнением.

В турбинном бурении в качестве отклоняющих устройств применяют кривой переводник, турбинные отклонители типа ТО и ШО, отклонитель Р-1, отклонитель с накладкой, эксцентричный ниппель и др.; в электробурении -- в основном механизм искривления (МИ); в роторном бурении -- отклоняющие клинья, шарнирные отклонители и др. Рассмотрим некоторые отклонители.

Кривой переводник (рис. 8.6) -- это наиболее распространенный и простой в изготовлении и применении отклонитель при бурении наклонно-направленных скважин. Он представляет собой толстостенный патрубок с пересекающимися осями присоединительных резьб. Резьбу с перекосом 1...4⁰ нарезают в основном на ниппеле, в отдельных случаях -- на муфте. Кривой переводник в сочетании с УБТ длиной 8... 24 м крепят непосредственно к забойному двигателю.

Отклонитель Р-1 (рис. 8.7) выполняется в виде отрезка УБТ, оси присоединительных резьб которой перекошены в одной плоскости и в одном направлении относительно ее оси. Отклонитель Р-1 предназначен для набора зенитного угла до 90° и выше, изменения азимута скважины, зарезки нового ствола с цементного моста и из открытого ствола.

Отклонитель с накладкой -- это сочетание кривого переводника и турбобура, имеющего на корпусе накладку. Высота накладки выбирается такой, чтобы она не выдавалась за габаритные размеры долота. Отклонитель с накладкой при применении односекционных турбобуров обеспечивает получение больших углов наклона скважины. Его рекомендуется применять в тех случаях, когда непосредственно над кривым переводником необходимо установить трубы малой жесткости (немагнитные или обычные бурильные трубы).

Рис. 8.7. Отклонитель Р-1

Отклоняющее устройство для секционных турбобуров представляет переводник, соединяющий валы и корпуса верхней и нижней секции турбобура под углом 1,5...2,0°, причем валы соединяются с помощью муфты.

Турбинные отклонители (ТО) конструктивно выполняются посредством соединения нижнего узла с верхним узлом через кривой переводник, а валов -- через специальный шарнир. Серийно выпускаются турбинные отклонители (рис. 8.8) и шпиндели-отклонители (ШО).

Турбинные отклонители имеют следующие преимущества:

кривой переводник максимально приближен к долоту, что увеличивает эффективность работы отклонителя;

значительно уменьшено влияние колебания осевой нагрузки на величину отклоняющей силы на долоте, что позволяет получить фактический радиус искривления, близкий к расчетному.

Недостаток турбинных отклонителей -- малая стойкость узла искривленного соединения валов нижнего и верхнего участков отклонителя.

Эксцентричный ниппель представляет собой отклонитель, выполненный в виде накладки, приваренной к ниппелю турбобура. Применяется этот отклонитель при бурении в устойчивых породах, где отсутствует опасность заклинивания или прихвата бурильной колонны.

Упругий отклонитель состоит из специальной накладки с резиновой рессорой. Накладка приваривается к ниппелю турбобура. Этот отклонитель применяют при бурении в породах, где эксцентричный ниппель не применим из-за опасности прихватов.

Рис. 8.8. Турбинный отклонитель ТО-2:
1 -- турбинная секция; 2 -- шарнирное соединение; 3 -- шпиндельная секция

Механизм искривления -- это отклонитель для бурения наклонно-направленных скважин электробуром. В таких механизмах валы двигателя и шпинделя сопрягаются под некоторым углом, что достигается применением зубчатой муфты сцепления.

Отклоняющие приспособления в роторном бурении. Отклонение ствола скважин от вертикали осуществляется с помощью клиновидных или шарнирных отклонителей (рис. 8.9). Отклонители применяют только в начальный момент для придания стволу скважины необходимого искривления. После того как ствол скважины отклонен в необходимом направлении, дальнейшие работы по искусственному искривлению ствола производят различными компоновками низа бурильной колонны при соответствующих режимах бурения. Применяют несъемные отклонители, остающиеся в скважине, и съемные, которые удаляют после того как пробурят в установленном направлении около 15м нового ствола. Несъемные отклонители применяются в обсаженных скважинах.

Ориентированный спуск бурильной колонны в скважину. Бурение наклонной скважины по заданному профилю возможно в том случае, когда, начиная с момента забуривания, отклонитель точно ориентируется в проектном азимуте.

Рис. 8.9. Отклоняющие приспособления для бурения наклонных скважин роторным способом:
а -- работа с отклоняющим клином: / -- установка клина; 2 -- забуривание ствола; 3 -- извлечение клина; 4 -- расширение ствола; б -- работа с шарнирным откло-нителем: / -- установка отклонителя; 2, 3 -- забуривание наклонного ствола; 4" расширение ствола

До набора кривизны в 5° ориентирование отклонителя производят путем непрерывного прослеживания с поверхности его положения в скважине во время спуска бурильной колонны. Известно много способов ориентированного спуска (визирование на один намеченный ориентир каждой бурильной свечи, спускаемой в скважину при помощи визирной трубы; непрерывное измерение теодолитом углов поворота свечей при спуске; по меткам на бурильных трубах и т.д.).

В практике наклонного бурения наибольшее распространение получили методы прямого визуального ориентирования отклонителя путем прослеживания его действия при спуске инструмента по меткам. Для осуществления этого способа ориентирования первоначально бурильный инструмент подготавливают: наносят метки на замках бурильных труб по одной образующей. Для этого применяют специальные шаблоны: шаблон с уровнем или шаблон типа ОБШН (рис.'8.10).

Рис. 8.10. Шаблон:

а -- с уровнем:

1 -- уровень;

2 -- шаблон;

3 -- бурильная труба;

б -- ОБШН:

1 -- шаблон;

2 -- уровень

Бурильную трубу выкатывают на мостки и на один из замков устанавливают шаблон типа ОБШН. Перемещая шаблон вокруг оси бурильной трубы, совмещают пузырек уровня с центральными делениями на пробирке. В этот момент вдоль скоса, размер которого соответствует размеру данной трубы, прочеркивают линию. Затем шаблон переносят на другой замок трубы, следя за тем, чтобы положение трубы было неизменным. Шаблон снова устанавливают с той же стороны от оси трубы и повторяют ту же операцию. Операции с шаблоном Григоряна производят аналогично рассмотренному выше, только линия прочерчивается по среднему острию шаблона. По этим линиям секачем или путем наварки наносят метки (+). Все другие метки на трубе должны быть ликвидированы.

На буровой установке нужно иметь столько труб с метками, сколько требуется их для спуска до глубины искривления и дополнительно семь-восемь труб для наращивания в процессе работы.

После проведения подготовительных работ приступают к сборке отклоняющей компоновки. Компоновка собирается согласно программе работ на проводку скважины, включает в себя долото, забойный двигатель, отклоняющее устройство (чаще всего кривой переводник) УБТ и спускается в скважину для забуривания наклонного ствола. Для того чтобы знать положение отклонителя, при спуске инструмента фиксируют взаимное положение меток на трубах каждого соединения. Расстояние между метками определяют металлической рулеткой или другим наиболее распространенным способом -- с помощью бумажной ленты, которая представляет собой полоску плотной бумаги шириной 8...10 см и длиной, равной или несколько большей длины окружности замка бурильных труб. Полоску бумаги перегибают пополам и на середине ее длины делают отметку (черточку) О (отклонитель). Отметка О совмещается с меткой на кривом переводнике, а против метки на ниппеле (УБТ) на бумажной ленте наносят отметку и надписывают У (рис. 8.11). Компоновку спускают в скважину и навинчивают бурильную трубу.

Рис. 8.11. Ориентированный спуск бурильной колонны:

1 -- бурильная труба; 2 -- УБТ; 3 -- бумажная лента; 4 -- кривой переводник; 5 -- забойный двигатель; 6 -- ведущая бурильная труба

После закрепления соединения метка У на бумажной ленте совмещается с меткой на муфте УБТ. Против метки на ниппеле бурильной трубы на бумажной ленте наносят отметку 1 и компоновку спускают в скважину на длину бурильной трубы. Навинчивают вторую трубу и закрепляют, отметку 1 на ленте совмещают с меткой на муфте первой трубы и против метки на ниппеле второй трубы на ленте наносят отметку 2, а предыдущую отметку 1 зачеркивают. Таким образом, на бумажной ленте фиксируют расстояние между метками всех спускаемых бурильных труб. После спуска всех бурильных труб навинчивают ведущую бурильную трубу (квадрат). Отметку 3 последней бурильной трубы на ленте совмещают с меткой на муфте трубы, и отметку О, указывающую направление действия отклонителя, переносят на переводник ведущей бурильной трубы. В ГТН указан азимут направления приемных мостков <р_м и проектный азимут отклонения забоя скважины ф_пр. Для установки отклонителя в требуемом направлении определяют разность X = ф_пр - ф_м. Полученный угол А, откладывают на окружности стола ротора от направления мостков по ходу или против хода часовой стрелки в зависимости от знака, и ставят метку П, которая указывает направление на проектную точку. От метки П по ходу часовой стрелки откладывают угол закручивания бурильной колонны со и ставят на роторе метку О (рис. 8.12). Поворотом бурильной колонны с помощью ротора совмещают отметку О на переводнике ведущей бурильной трубы с отметкой О на неподвижной части стола ротора и в этом положении с помощью шаблона переносят мелом на ротор положение одного из ребер квадрата, чаще всего ребро, наиболее удобно расположенное для наблюдения. Инструмент приподнимают, убирают элеватор и с промывкой спускают до забоя. После достижения забоя отклонитель ориентируют в заданном направлении, причем метка О на переводнике ведущей бурильной трубы должна совпадать с такой же меткой на роторе.

Рис. 8.12. Схема ориентирования отклонителя на роторе

Во время подъема бурильные свечи устанавливают за палец в той же последовательности, в какой они были в скважине. При наращивании колонны в процессе бурения на вновь опускаемых трубах набивают метки и отклонитель ориентируют так же, как указывалось выше. Угол закручивания бурильной колонны ш зависит от реактивного момента забойного двигателя и длины бурильной колонны. Обычно при практических работах принимают величину угла закручивания со равной 3 и 5° на каждые 100 м длины 168 и 140 мм бурильных труб (считают, что скручивание происходит при длине бурильных труб не более 1000... 1500 м).

Рис. 8.13. Инструмент для ориентирования отклонителя с помощью инклинометра с электромагнитной буссолью и магнитного переводника:

1 -- кабель;

2 -- каротажный ролик;

3 -- вращающаяся втулка;

4. 7 -- переводники; 5-- колонна бурильных труб;

6-- диамагнитная труба;

S -- инклинометр;

9 -- ограничительный переводник;

10 -- кривой переводник

Забойное ориентирование отклонителя. В наклонную скважину, имеющую наклон у забоя больше 3°, бурильную колонну можно спускать так же, как в обычную вертикальную скважину. В этом случае отклонитель на забое ориентируют в нужном направлении при помощи инклинометра с электромагнитной буссолью и магнитного переводника (рис. 8.13). Скважинное ориентирование отклонителя инклинометрами с магнитной буссолью и магнитным переводником основано на использовании многоточечных инклинометров, в которых азимут измеряется с помощью электромагнитных буссолей. Инструмент включает в себя колонну бурильных труб 5, заканчивающуюся в нижней части диамагнитной трубой 6 (из стали марки 1Х18Н9Тили алюминиевого сплава Д16Т). На нижнюю часть диамагнитной трубы навинчивают переводник 7, в котором закрепляют источник магнитного поля. Магнитный переводник 7 связан с ограничительным переводником 9 и кривым переводником 10, между которыми закреплена крестовина. Далее следует забойный двигатель.

После спуска инструмента до забоя в муфту верхней трубы ввинчивают переводник 4с вращающейся втулкой 3, на которой укрепляют каротажный ролик 2. Внутрь бурильных труб на кабеле / спускают инклинометр 8с электромагнитной буссолью. Азимут ствола скважины предварительно замеряют в диамагнитной трубе над магнитным переводником. Положение отклонителя фиксируют отбитием точки в магнитном переводнике. Руководствуясь данными замеров, ротором поворачивают трубы до желаемого положения отклонителя, а затем повторным отбитием точки замера проверяют правильность установки отклонителя. После этого инклинометр извлекают из бурильной колонны, отмечают положение инструмента, навинчивают ведущую бурильную трубу (квадрат), фиксируют одно из ребер и после стопорения ротора начинают бурение. Азимут плоскости действия отклонителя

где А -- показание инклинометра при замере в магнитном переводнике, ф -- азимут ствола скважины при замере в диамагнитной трубе.

Рассмотренный выше способ забойного ориентирования отклонителя в настоящее время наиболее широко применяется в практике отечественного бурения. Известны и иногда применяются другие способы забойного ориентирования отклонителя. К ним следует отнести ориентирование отклонителя при помощи самоориентирующихся приборов (приборы Шаньгина-Ку-лигина, Амбарцумова и т.п.), спускаемых в бурильные трубы. Принцип действия этих приборов основан на использовании эффекта отвеса, возникающего при наклонном положении прибора в скважине.

Можно осуществлять забойное ориентирование отклонителя при помощи инклинометра диамагнитных труб без магнитного переводника. В этом случае над отютонителем навинчивают диамагнитные трубы. В отклонитель вваривают так называемые ножи -- продолговатые пластинки, с одной стороны имеющие зубья пилообразной формы. Два ножа устанавливают строго параллельно плоскости действия отклонителя, причем наклонная часть зубьев должна быть обращена в сторону отклонителя. Инклинометр с удлинителем со свинцовой печатью спускают в скважину и ставят на ножи. На ножах инклинометр выдерживают 3...5 мин, осторожно снимают с них и поднимают на поверхность. Далее производят необходимые измерения.

Телеметрические системы для ориентирования отклоняющих компоновок. Эти системы (рис. 8.14) позволяют проводить следующие операции в процессе бурения скважины:

ориентирование отклоняющей компоновки по заданному азимуту как в вертикальной, так и в наклонной скважине;

определение угла закручивания бурильной колонны под действием реактивного вращающего момента забойного двигателя;

проведение инклинометрических измерений.

Глубинное измерительное устройство 9 размещают непосредственно над отклонителем или отрезком УБТ, устанавливаемым для регулирования интенсивности изменения пространственного положения скважины. Внутри измерительного устройства в герметичном контейнере размещены датчики для измерения азимута, зенитного угла и угла установки отклонителя, а также электронные преобразователи для частотного модулирования полученных сигналов и передачи их на поверхность. Информация передается на поверхность по кабельному каналу связи, сбрасываемому через герметизирующее устройство вертлюга. Ни одна наклонно-направленная скважина не бурится без такой системы. Известно много конструкций телеметрических систем, отличающихся прежде всего способами передачи сигналов на поверхность.

Компоновка низа бурильной колонны для безориентированного бурения. При каждом спуске любого из рассмотренных выше от-клонителей требуется производить их ориентирование, т.е. устанавливать плоскость действия отклонителя в заданном азимуте. Эти работы занимают много времени и требуют большой тщательности, так как неправильная установка плоскости действия отклонителя может свести на нет все предыдущие работы по набору угла наклона.

Способ безориентированного бурения наклонных скважин заключается в том, что после искривления ствола в нужном направлении на некоторый угол (не менее 5...6°) в процессе одного или двух рейсов с рассмотренными выше отклонителями последующее бурение осуществляют при помощи специальных компоновок низа бурильной колонны, не требующих ориентирования. Путем подбора компоновок можно увеличивать или уменьшать угол наклона скважины с различной интенсивностью при незначительном изменении азимута.

Особенности технологии бурения наклонно-направленных скважин. При бурении наклонно-направленной скважины верхнюю часть скважины бурят обычным методом. При этом режим бурения, как правило, ничем не отличается от режима бурения для вертикальных скважин. Вертикальный и искривленный участки скважины бурят долотами одного и того же типоразмера, если окончание бурения вертикального участка ствола не было сопряжено со спуском колонны или кондуктора. Если при бурении мягких пород вертикальной части скважины допускается применение долот лопастного типа, то при бурении интервалов, характеризующихся набором кривизны, независимо от проходимых пород, рекомендуется применять трехшарошечные долота. Это обусловлено тем, что трехшарошеч-ные долота при одних и тех же осевых нагрузках требуют меньших вращающих моментов, работают более плавно, и угол закручивания колонны бурильных труб от реактивного момента на турбине меняется в значительно меньших пределах, чем при бурении долотами лопастного типа. Продолжительность первого рейса в твердых и крепких породах ограничивается стойкостью долота, а в мягких породах -- необходимостью контрольного замера кривизны и азимута ствола скважины.

Рис. 8.14. Схема компоновки аппаратуры телеметрической системы:

1,3-- направляющие ролики;

2 -- герметизирующее устройство вертлюга;

4 -- сбросовый канал связи;

5 -- лебедка сбросовой линии связи;

6 -- приемно-регистрирующее устройство;

7--бурильная колонна;

8 -- кабель;

9 -- глубинное измерительное устройство;

10 -- УБТ;

11 -- отклонитель;

12 -- долото

Обычно стремятся при первом, максимум при втором рейсе, набрать 5° с тем, чтобы в дальнейшем пользоваться забойным ориентированием бурильной колонны. Если замеры показывают, что интенсивность искривления недостаточна, то при следующем рейсе забойный двигатель спускают с отклонителем, обеспечивающим более интенсивное искривление, и наоборот, если интенсивность искривления была чрезмерной, с забойным двигателем спускают отклонитель, обеспечивающий меньший набор искривления. В случае незначительного отклонения азимута искривления от проектного его можно корректировать в процессе последующих долблений. Если же в силу каких-либо причин полученный азимут резко отличается от проектного, то следует поставить цементный мост и забурить ствол в нужном азимуте.

Особое внимание при наклонно-направленном бурении должно быть обращено на качество бурового раствора.

При больших искривлениях индикатор массы (веса) часто не отражает фактической нагрузки на забой скважины, что объясняется передачей части массы бурильной колонны на стенки скважины. В этих случаях необходимо периодически приподнимать и иногда проворачивать бурильную колонну.

Для ускорения процесса бурения наклонно-направленных скважин и соблюдения заданного профиля по всему стволу должны быть выполнены следующие основные требования:

первый замер кривизны и азимута ствола скважины не должен иметь погрешностей;

первый ориентированный спуск бурильной колонны в скважину должен происходить с соблюдением всех соответствующих правил;

работа должна производиться только с исправными аппаратами для забойного ориентирования отклонителя;

кривизну и азимут ствола скважины следует систематически проверять инклинометром не реже чем через 50...75 м проходки;

все резьбовые соединения при спуске и наращивании инструмента должны крепиться машинными ключами.

Работы по креплению ствола скважин при наклонно-направленном бурении, испытание скважин на герметичность, на приток нефти, а также каротажные работы ничем не отличаются от аналогичных работ при бурении вертикальных скважин.

8.3 Кустовое бурение скважин

Кустовым бурением называют такой способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а забои находятся в точках, соответствующих геологической сетке разработки нефтяного (газового) месторождения.

Одним из главных преимуществ кустового бурения является значительное сокращение земельных площадок, приходящихся на одну буровую, и сокращение за счет этого потрав сельскохозяйственных угодий. Кроме того, кустовое бурение скважин дает возможность значительно сократить строительно-монтажные работы в бурении, уменьшить объем строительства дорог, водопроводов, линий электропередачи и связи и т.д., улучшить руководство буровыми работами и обслуживание эксплуатационных скважин. Наиболее выгодно вести кустовое бурение на морских месторождениях, в горной, лесной и болотистой местностях, где возведение промысловых сооружений и строительство дорог и коммуникаций затруднены и требуют больших капиталовложений.

Очень широкое распространение получило бурение наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири. В сложных природно-климатических условиях на затапливаемой и сильно заболоченной территории выполняется большой объем буровых работ. Высокие темпы строительства скважин в сочетании с использованием кустового метода разбури-вания месторождений предъявляют большие требования к уровню технологии наклонного бурения.

До начала бурения первой скважины составляется план куста, в котором показывается расположение устьев скважин, очередность их бурения, направление перемещения буровой установки, проектные азимуты и отклонения забоев скважин. При этом необходимо, чтобы в направлении перемещения буровой установки располагалось минимально возможное число проектных забоев скважин.

Очередность бурения скважин с кустовой площадки определяется в зависимости от величины угла, измеряемого от направления движения буровой установки до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки (рис. 8.15).

Расстояние между устьями двух соседних скважин определяется прежде всего исходя из необходимости установки агрегатов для ремонта скважин, а также размещения станков-качалок. При выборе расстояния между устьями принимается во внимание также длина вертикального участка скважины и траектория ствола предыдущей скважины. При этом расстояние между устьями двух соседних скважин должно быть не менее 3 м. Если предыдущая скважина искривлена в направлении движения буровой установки, то расстояние между устьями может быть увеличено.

При бурении наклонных скважин с кустовых площадок для сохранения вертикального верхнего участка ствола необходимо обеспечить:

центровку вышки, горизонтальность стола ротора;

соосность резьбовых соединений нижней части бурильной колонны и прямолинейность УБТ;

бурение верхнего интервала вести с проворотом инструмента;

использование при необходимости центрирующих устройств.

Рис. 8.15. Определение очередности бурения скважин на кустовой площадке:

/, 2, 3, 4, 5, 6, 7,8-- очередность бурения скважин; А -- направление движения буровой установки; I -- группа скважин, в которой каждая очередная забуривается с большей глубины, чем предыдущая, при этом опасность встречи стволов минимальна; Па, Пб -- глубины зарезки, должны увеличиваться, как и для скважин первой группы; III -- бурение скважины с меньшим зенитным углом и максимально вертикальным участком; глубина зарезки для каждой очередной скважины меньше, чем для предыдущей

Расстояние по 'вертикали между точками забуривания наклонного ствола двух соседних скважин должно быть не менее 30 м, если разница в азимутах забуривания менее 10°; не менее 20 м, если разница составляет 10...20°; 10 м, если азимуты забуривания отличаются более чем на 20°.

Глубина забуривания наклонного ствола выбирается в зависимости от величины угла, измеряемого от направления движения буровой установки до проектного направления на точку по часовой стрелке:

если указанный угол равен 60...300°, то первая скважина забуривается с минимальной глубины; глубина забуривания каждой последующей скважины выбирается больше, чем предыдущей;

если угол между направлением движения буровой установки и проектным азимутом равен 60...120° или 240...300°, допускается забуривание выше, чем в предыдущей скважине;

при величине вышеуказанного угла, равной 0... 60° или 300... 360°, первая скважина забуривается с большей глубины, глубина забуривания каждой последующей скважины выбирается меньше, чем предыдущей.

При забуривании наклонного ствола выше, чем в предыдущей скважине и в случае, когда предыдущая скважина является вертикальной, необходимо выполнять следующие требования:

перед спуском отклонителя замерить угол и азимут первого участка профиля; при искривлении ствола более Г забуривание вести с учетом опасности встречи стволов;

не допускается пересечение плоскостей бурящейся и ранее пробуренных скважин;

контроль за траекторией ствола следует осуществлять двумя инклинометрами.

При бурении скважин одного куста должны применяться от-клонители с одинаковой интенсивностью набора кривизны, не превышающей 2° на 10 м.

Зона вокруг ствола скважины с радиусом, равным 1,5 % текущей глубины рассматриваемой точки за вычетом длины вертикального участка, но менее 1,5 м, считается опасной с точки зрения встречи стволов. Если в процессе бурения выявляется, что возможно соприкосновение опасных зон двух скважин, бурение продолжается с соблюдением мер, исключающих повреждение обсадной колонны, или осуществляются работы по корректированию траектории скважины.

При сближении стволов необходимо делать промежуточные замеры: при бурении с отклонителем -- через 25 м, на прямолинейном участке -- через 200...300 м, а также контролировать взаимное положение стволов и расстояние между ними.

8.4 Бурение многозабойных (многоствольных), горизонтально разветвленных и горизонтальных скважин

Многозабойными (многоствольными) считаются скважины, из которых пробурены ответвляющиеся стволы для решения различных технико-геологических задач (рис. 8.16). Любая многозабойная скважина является наклонно-направленной, так как для бурения нового ответвления требуется отклонить ствол от первоначального направления. Горизонтально разветвленные скважины --это разновидность многозабойных, так как их проводят аналогичными способами, но в конечном интервале бурения зенитный угол доводят до 90°.

К конструкции многозабойной скважины предъявляются следующие основные требования:

ствол скважины должен позволять прохождение к забоям стволов бурящейся скважины и отклоняющих компоновок требуемых геометрических параметров;

во всех интервалах ствола должна быть возможность искривления скважины с максимальной интенсивностью;

все участки скважины должны обеспечивать возможность крепления искривленных интервалов обсадными трубами;

по возможности ствол скважины должен позволять проведение геофизических исследований.

Рис. 8.16. Схема вскрытия многозабойными скважинами неравномерно проницаемых известняков

Технология проводки многозабойной скважины сводится к следующему. До кровли продуктивного пласта или же несколько выше бурят обычную скважину. От нее в продуктивном пласте в разные стороны бурятся ответвления (дополнительные стволы). В первую очередь до проектной глубины проводится ствол, имеющий максимальное проектное отклонение. Последующие дополнительные стволы забуриваются из него последовательно снизу вверх. В случае если продуктивный пласт сложен неустойчивыми породами, ограничиваются бурением одного ствола с горизонтальным вхождением в пласт. После того как многозабойная скважина пробурена, ее, как правило, до места зарезки самого верхнего дополнительного ствола обсаживают колонной.

Для бурения резко пологих дополнительных пластов были разработаны специальные компоновки низа бурильной колонны. Основной частью этих компоновок является короткий забойный двигатель, позволяющий производить искривление стволов с радиусом кривизны порядка 25...50 м вместо 250 м и выше, получаемых при работе стандартными забойными двигателями. Кроме того, сравнительно небольшая масса и малая длина коротких забойных двигателей позволяют значительно эффективнее использовать момент упругих сил, создаваемый обычными отклонителями.

В случае если наклонно-направленная скважина заканчивается горизонтальным участком, она называется горизонтальной скважиной. Горизонтальная часть ствола скважины может достигать многих сотен метров (рис. 8.17). Процесс бурения таких скважин часто называется горизонтальным бурением. Несмотря на то, что горизонтальное бурение применялось в течение многих лет, этот вид бурения в последнее время применяется во все возрастающих объемах. Благодаря достижениям в совершенствовании оборудования для горизонтального бурения в последние годы, горизонтальное бурение превратилось из нового метода в надежный, проверенный процесс, широко применяемый как у нас в стране, так и за рубежом. Одним из важнейших направлений в области интенсификации добычи нефти и повышения нефтеизвлечения считается разработка нефтяных месторождений с помощью горизонтальных и горизонтально разветвленных скважин.

Рис. 8.17. Схема бурения горизонтальной скважины

Опыт бурения многозабойных, горизонтально разветвленных и горизонтальных скважин показал, что достоверность ориентирования отклонителя в скважине с помощью инклинометра и магнитного переводника при углах наклона 30° и более существенно снижается, а при углах более 45° надежно сориентировать отклонитель не удается. При бурении горизонтальных скважин необходимо использовать специальный магнитный переводник с несколькими магнитами, размещенными в вертикальной плоскости, и специальный инклинометр для ориентирования отклонителя при больших зенитных углах.

Контрольные вопросы

1. Каковы основные причины и последствия самопроизвольного искривления ствола скважины?

2. Какие основные профилактические меры необходимо применять против самопроизвольного искривления ствола скважины?

3. Чем производится измерение искривления скважин?

4. Для чего и как бурятся наклонно-направленные скважины?

5. Какие применяются профили наклонно-направленных скважин?

6. Какие отклоняющие приспособления применяются при турбинном и роторном способах бурения наклонных скважин?

7. Как осуществляется ориентированный спуск бурильной колонны в скважину?

8. Как осуществляется забойное ориентирование отклонителя?

9. В чем заключается сущность безориентированного бурения наклонных скважин?

10. Каковы особенности технологии бурения наклонно-направленных скважин?

11. Когда целесообразно применять кустовое бурение скважин? Каковы особенности кустового бурения скважин в Западной Сибири?

12. Расскажите об особенностях бурения многозабойных (многоствольных), горизонтально разветвленных и горизонтальных скважин.

ГЛАВА 9ВСКРЫТИЕ И ОПРОБОВАНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ (ПЛАСТОВ) В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

9.1 Вскрытие продуктивных горизонтов (пластов)

Вскрытие продуктивных горизонтов (пластов) должно быть проведено качественно. Под качеством технологии вскрытия понимают степень изменения гидропроводности продуктивных горизонтов (пластов) после выполнения соответствующей операции. Причин снижения продуктивности горизонта (пласта) много, но одной из основных является проникновение в пласт инородных жидкостей и частиц породы. При бурении скважин выбирается такой буровой раствор, чтобы гидростатическое давление его столба было больше пластового.

При вскрытии продуктивных горизонтов (пластов) обычно используют ту же технологию и тот же буровой раствор, что и при бурении остальной части ствола скважины. Очень часто продуктивные горизонты (пласты) вскрывают с применением буровых растворов на водной основе. В случае применения таких буровых растворов вода отфильтровывается в пласт. Объем отфильтровывающейся воды зависит от водоотдачи бурового раствора, продолжительности контактов с ним продуктивных горизонтов (пластов), степени дренированное ™ пластов и разности гидростатического и пластового давлений.

Устранить все причины, вызывающие ухудшение коллекторских свойств продуктивного горизонта (пласта), почти невозможно. Однако уменьшить их отрицательное влияние на продуктивный горизонт (пласт) можно следующими мероприятиями:

при разбуривании и бурении продуктивного горизонта (пласта) его исследование, спуск и цементирование эксплуатационной колонны должны осуществляться быстро, по заранее составленному плану, что позволит сократить время, в течение которого буровой раствор контактирует со стенками скважины в призабойной зоне;

при вскрытии продуктивного горизонта (пласта) следует применять высококачественный буровой раствор, имеющий минимальную водоотдачу, или буровые растворы на углеводородной основе.

В конечном счете должно быть обеспечено вскрытие продуктивного горизонта (пласта), гарантирующее длительную безводную эксплуатацию скважин и максимальное облегчение притока нефти к забою.

При вскрытии продуктивных горизонтов (пластов) с низким пластовым давлением особенно тщательно следует выбирать буровой раствор, поскольку может происходить интенсивное поглощение бурового раствора (горизонтом) пластом, сопровождающееся оттеснением нефти от забоя скважины и значительным ухудшением фильтрационных свойств пород призабойной зоны. Для вскрытия продуктивных горизонтов (пластов) с низким пластовым давлением применяют специальные буровые растворы на нефтяной основе, эмульсионные буровые растворы, глинистые растворы с добавками поверхностно-активных веществ, аэрированные жидкости и др.

В практике бурения применяют следующие основные методы заканчивания скважин (рис. 9.1):

установка водозакрывающей колонны в кровле продуктивного горизонта (пласта) и цементирование с последующим вскрытием горизонта (пласта) и спуском хвостовика или специального фильтра. В некоторых случаях в устойчивых породах продуктивной части разреза фильтр или хвостовик не спускаются, и водозакрывающая колонна является эксплуатационной;

Рис. 9.1. Схемы конструкции забоев при заканчивании скважин:
а -- в устойчивых породах; б -- со спуском фильтра или хвостовика; в -- с манжетной заливкой и фильтром в пласте; г, д -- со сплошным цементированием и простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов; 1 -- обсадная колонна; 2 -- пакер; 3 -- фильтр; 4 -- цементный камень; 5 -- перфорационные отверстия; 6 -- продуктивный пласт; 7 -- хвостовик

полное вскрытие пласта со спуском комбинированной колонны с манжетной заливкой ее выше нефтеносного объекта и с фильтром в нижней части против пласта;

полное вскрытие пласта со спуском колонны и сплошным цементированием с последующим простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов.

Заканчивание скважин, вскрывших истощенные пласты, чаще производят первыми двумя способами. Перед вскрытием водозак-рывающую колонну устанавливают в кровле продуктивного пласта; вскрыв продуктивный пласт, спускают хвостовик или фильтр. При отсутствии водозакрывающей колонны после вскрытия истощенного пласта спускают обсадную колонну с фильтром против пласта и при помощи манжетной заливки цементируют ее выше нефтеносного пласта. Фильтры могут быть как с круглыми, так и со щелевидными отверстиями. Щелевидные фильтры дороги в изготовлении и не всегда надежно предотвращают поступление песка в скважину, или часто засоряются. Поэтому применяют и другие способы оборудования забоя для предотвращения поступления песка в скважину. Например, забой скважины иногда оборудуют металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами.

В скважинах с высоким пластовым давлением должно осуществляться полное вскрытие пласта со всеми мерами предосторожности, последующим спуском эксплуатационной колонны со сплошной цементировкой и простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов.

9.2 Опробование и испытание продуктивных горизонтов (пластов) в процессе бурения

После разбуривания продуктивного горизонта (пласта) выполняются геофизические исследования в скважине. Однако геологические и геофизические методы исследовании продуктивных горизонтов (пластов) не позволяют определить промышленное значение эксплуатационных объектов, так как они не дают полных сведений о нефтеотдаче пласта и обеспечивают лишь данные, необходимые для обоснования выбора интервалов, подлежащих опробованию и испытанию с помощью специальных механизмов, называемых испытателями пластов.

Под опробованием пласта понимается комплекс работ, проводимых в целях вызова притока из пласта, отбора проб пластовой жидкости, оценки характера насыщенности пласта и определения его ориентировочного дебита.

Под испытанием пласта понимается комплекс работ, обеспечивающий вызов притока, отбор проб пластовой жидкости и газа, выявление газонефтесодержания пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта (пластовое давление, гидропроводность, коэффициент продуктивности и др.). Испытание пластов проводится как в процессе бурения скважин, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны. Испытание скважин проводится в целях установления промышленной нефтегазоносности пластов, оценки их продуктивной характеристики, получения необходимых данных для подсчета запасов нефти и газа и составления проектов разработки месторождений.

Разработаны испытатели пластов трех типов, применяемых в процессе бурения скважины: спускаемые в скважину на колонне бурильных труб, спускаемые на кабеле в скважину и внутрь бурильной колонны. Наибольшее распространение получили испытатели пластов, спускаемые в скважину на бурильных трубах -- трубные испытатели. Испытание на приток трубными пластоиспытателями производится с опорой и без опоры на забой. Возможно также селективное (раздельное) испытание объектов как тем, так и другим способом (рис. 9.2).

Рис. 9.2. Схема испытания пластов:

а -- испытание с опорой на забой; б -- без опоры на забой; в, г -- селективное (раздельное) испытание с опорой и без опоры на забой; / -- хвостовик-фильтр; 2 -- пакер; 3 -- испытатель пластов; 4 -- колонна бурильных труб; 5-- приспособление для опоры на стенки скважины

Принцип работы трубного пластоиспытателя заключается в том, что при помощи пакера (при селективном испытании двух пакеров) изолируют интервал, подлежащий испытанию, от остальной части ствола. Затем снижают давление для получения необходимой депрессии в подпакерном или междупакерном пространстве. Величину депрессии регулируют за счет высоты столба жидкости в колонне бурильных труб, а также ее плотности. Под влиянием депрессии пластовые флюиды поступают в скважину, а из нее -- через фильтр в колонну бурильных труб. Глубинный манометр, установленный в испытателе пластов, записывает все происходящие в скважине изменения в давлении. Специальным пробоотборником отбирают пробы поступивших в колонну бурильных труб пластовых флюидов (нефть,, вода) или поднимают их на поверхность непосредственно в испытателе пластов. Термометр, установленный в специальном кармане пластоиспытателя, фиксирует забойную температуру.

Испытание (опробование) перспективных объектов в процессе бурения должно производиться исходя из степени изученности разреза. При технологической необходимости (не герметичности пакеровки, неполадок с испытательным инструментом, отсутствием уверенности в оценке характера насыщенности гидродинамических параметров пласта и др.) должны проводиться дополнительные спуски испытателя пластов для окончательной оценки перспективности данного объекта на нефть и газ. При получении уверенных отрицательных результатов испытания в открытом стволе объект повторному испытанию в колонне не подлежит.

Испытание (опробование) продуктивных горизонтов (пластов) должно осуществляться в соответствии с действующими инструкциями на эти работы. Для каждого намеченного к испытанию горизонта (пласта) составляется план проведения работ. В плане приводятся основные сведения по скважине (глубина забоя, диаметр и глубина спуска последней колонны, интервал испытания, диаметр ствола скважины, величина создаваемой на пласт депрессии, время ее действия и др.), а также указывается тип и компоновка испытательного инструмента, подлежащего спуску в скважину. Испытание (опробование) горизонтов (пластов) в процессе бурения с помощью испытателей пластов должно выполняться геофизическими организациями или специализированными службами по заказу буровых предприятий с обязательным соблюдением всех мер по охране окружающей среды.

Контрольные вопросы

1. Какие существуют методы заканчивания скважин и вскрытия продуктивных горизонтов (пластов)?

2. Что понимается под опробованием горизонта (пласта)?

3. Каким образом опробуется и испытывается продуктивный горизонт (пласт) в процессе бурения?

ГЛАВА 10 КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН

10.1 Общие положения

При бурении нефтяных и газовых скважин необходимо крепить их стенки, в результате:

· укрепляются стенки скважин, сложенные недостаточно устойчивыми горными породами;

· разобщаются нефтеносные или газоносные пласты друг от друга, а также от водоносных пород.

Это позволяет создать долговечный и герметичный канал, по которому нефть или газ поднимаются с забоя до устья скважины без потерь. Пласты разобщают при помощи специальных труб, которые называются обсадными. Так как одно крепление стенок скважины обсадными трубами не создает разобщения пластов, то затрубное пространство заполняют цементным раствором при помощи специального цементировочного оборудования и приспособлений. Этот процесс называется цементированием скважины.

10.2 Конструкция скважин

Понятие о конструкции скважины. Расположение обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины установки, высоты подъема закачанного цементного раствора, диаметра долот, которыми ведется бурение под каждую колонну, а иногда и других данных называется конструкцией скважины (рис. 10.1).

Конструкция скважины должна обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта, предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения и создание условий для снижения затрат времени и материально-технических средств на бурение.

Кроме того, конструкция скважины должна обеспечивать:

· доведение скважины до проектной глубины;

· осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов (пластов) и методов их эксплуатации. Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя (под конструкцией забоя понимается сочетание элементов конструкции скважины

· в интервале продуктивного объекта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение напорных горизонтов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные работы, а также длительную эксплуатацию скважины с оптимальным дебитом);

· предотвращение осложнений в процессе бурения и условия, позволяющие полностью использовать потенциальные возможности техники и технологических процессов;

· минимум затрат на строительство скважины как законченного объекта в целом.

Число обсадных колонн, необходимых для обеспечения перечисленных требований, определяется исходя из несовместимости условий бурения отдельных интервалов скважины. Под несовместимостью условий бурения понимается такое их сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной, а проведение дополнительных специальных технологических мероприятий по предотвращению этих осложнений невозможно.

Рис. 10.1. Конструкция скважин:
а -- профиль; б -- концентрическое расположение колонн в стволе; в -- графическое изображение конструкции скважины; г -- рабочая схема конструкции скважины

В конструкции скважины используются следующие типы обсадных колонн:

· направление -- для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми отложениями. Предназначено для предотвращения размыва устья скважины;

· кондуктор -- для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн;

· промежуточная обсадная колонна -- для крепления и изоляции вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими. Служит для предотвращения осложнений и аварий в скважине при бурении последующего интервала. В благоприятных условиях промежуточная колонна может быть использована в качестве эксплуатационной;

...