наклонное бурение. 1. цели и задачи направленного бурения скважин

• Название: 1. цели и задачи направленного бурения скважин
• Дата: 04.03.2019
• Размер: 0.57 Mb.
• Имя файла: наклонное бурение.doc
• Тип: Документы; #69526
• страница: 2 из 5

2.3. ВЫБОР ЭЛЕМЕНТОВ КОНСТРУКЦИИ НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ

Геометрические размеры обсадных колонн, глубины их спуска, нали­чие цементной оболочки за ними определяют так же, как и для вертикаль­ных скважин, исходя из геологической и промысловой характеристик кон­кретной площади. Однако выбор элементов конструкции направленной скважины должен включать дополнительно: а) выбор рациональной глуби­ны вертикального участка ствола; б) выбор допустимой величины выхода ствола направленной скважины из-под башмака предыдущей обсадной ко­лонны; в) конструкцию фильтра (для горизонтальных скважин).

При сооружении направленных скважин с большим отклонением за­боя от вертикали при глубине залегания продуктивного горизонта, соизме­римой с величиной отклонения, проектировщик сталкивается с необходи­мостью удовлетворения противоречивых требований. Для обеспечения эф­фективной нагрузки на долото глубина вертикальной части ствола скважи­ны должна быть по возможности больше, но при этом зенитный угол дос­тигает больших значений.

В то же время, чтобы сократить число рейсов с применением отклони-теля и обеспечить проектное отклонение, необходимо начинать искривле­ние ствола как можно ближе к устью. Но тогда возникает необходимость спуска кондуктора в ствол, искривленный до 70°. В связи с этим приходит­ся решать вопрос о технической оптимизации глубины вертикального уча­стка ствола скважины.

Как правило, под кондуктор бурят вертикальный ствол, если коэффициент отклонения, равный отношению горизонтального смещения забоя к длине вертикального участка скважины, не более 0,7. Выбор глубины спус­ка первой технической колонны необходимо увязывать не только с геоло­гическими условиями разреза и степенью осложненности условий бурения, но и с конфигурацией направленной скважины, определяющей возмож­ность спуска обсадной колонны на заданную глубину в необсаженном на­клонном стволе с учетом действующих на нее сил сопротивления.
2.4. ОСОБЕННОСТИ ПРОФИЛЕЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Профиль горизонтальной скважины состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющего и горизонтального участков ствола. Под направляющим участком ствола будем понимать его участок от устья до точки с заданными координатами на кровле и непосредственно в самом продуктивном пласте. Назначение направляющей части горизонтальной скважины заключается в выведении скважины под определенным углом в точку продуктивного пласта с заданными координатами.

При расчете профиля этой части горизонтальной скважины, кроме проектной глубины и отклонения забоя от вертикали, необходимо задавать величину зенитного угла на проектной глубине. Методика расчета направ­ляющей части профиля горизонтальной скважины основана на решении системы уравнений проекций участков профиля на вертикальную и гори­зонтальную плоскости. Вертикальную и горизонтальную проекции, а также длину каждого участка профиля можно определить, используя приведен­ные выше формулы.

По радиусу кривизны ствола различают три типа профиля горизон­тальной скважины: с большим, средним, коротким и ультракоротким ра­диусом.

Горизонтальные скважины с большим радиусом кривизны (>190 м) могут быть сооружены при кустовом бурении на суше и море, а также при бурении одиночных скважин со значительной протяженностью горизон­тального участка (600-1500 м). Для таких скважин используются стандарт­ная техника и технология направленного бурения, позволяющая создать максимальную интенсивность искривления (0,7-2°/10 м проходки).

Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны (60- 190 м) применяются как при бурении одиночных скважин, так и для восстановле­ния эксплуатационной характеристики действующих скважин. Максимальная интенсивность искривления таких скважин 3-10°/10 м при длине горизонтального участка 450 — 900 м. Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны позволяют точнее попадать в глубинную цель, что особенно важно для вскрытия нефтяных и газовых пластов малой мощности.

Горизонтальные скважины с малым радиусом искривления (10 - 60 м) обеспечивают наибольшую точность попадания в глубинную цель. Интенсивность искривления составляет 10-=-25°/10 м проходки при длине горизон­тального участка 90 — 250 м.

С уменьшением радиуса кривизны ухудшаются условия работы бурильных труб, затрудняется прохождение в ствол забойных двигателей, геофизических приборов, обсадных труб. Поэтому даже при бурении скважин со средним радиусом кривизны в компоновку низа бурильной ко­лонны включают специальные трубы и укороченный двигатель. Проводка скважин с коротким и ультракоротким (<10 м) радиусом кривизны невоз­можна без специальных труб и инструмента.

Большое разнообразие геолого-технических условий эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, различное состояние их разработки требуют индивидуального подхода к проектированию горизонтальных скважин даже в пределах одного месторождения. Проектирование гори­зонтальной скважины целесообразно начинать с определения протяженно­сти, формы и направления горизонтального участка ствола. Эти характери­стики скважины зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, его мощности и литологии, прочности пород и устойчивости разреза. В продуктивных пластах небольшой мощности (5—15 м) при глубине их зале­гания до 2000 м рекомендуется вписывать горизонтальный участок ствола в среднюю часть пласта по траектории, параллельной кровле и подошве. Низкопроницаемые пласты значительной мощности с преимущественно вертикальной трещиноватостью целесообразно разбуривать параллельным горизонтальным стволом. Если продуктивный пласт имеет небольшую мощность и неоднородную структуру, когда продуктивные зоны чередуют­ся с непродуктивными прослойками, причем сведения о таком «слоеном» пироге не достаточно точные, то такие пласты рекомендуется вскрывать волнообразным стволом.

В условиях слоисто-неоднородных пластов небольшой толщины, рас­члененных непроницаемыми прослойками, рекомендуется продуктивную часть разреза пересекать полого-наклонным стволом от ее кровли до по­дошвы. В этом случае гарантируется вскрытие всех продуктивных пластов и пропластков.

Скважины с горизонтальным участком протяженностью более 500 м планируют с большим радиусом кривизны, чтобы минимизировать силы сопротивления бурильной колонне и обеспечить достаточную нагрузку на долото.

Скважины с коротким и ультракоротким радиусами кривизны исполь­зуются для проектирования профиля дополнительного ствола, бурение ко­торого производится через окно, вырезанное в обсадной колонне, а также для вскрытия горизонтальным стволом пластов малой мощности.

10.2.5. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТРАЕКТОРИИ НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

Профиль направленной скважины должен удовлетворять скоростному и качественному сооружению скважины при обязательном достижении поставленной цели. При этом следует иметь в виду, что применяются три основных типа профилей, описанных выше:

1) тангенциальный, состоящий из трех участков — вертикального, на­бора зенитного угла и наклонного прямолинейного;

2) S-образный, состоящий из пяти участков — вертикального, набора зенитного угла, наклонного прямолинейного, уменьшения зенитного угла и вертикального;

3) J-образный, состоящий из двух участков — вертикального и набора зенитного угла.

Любые другие профили скважин являются либо промежуточными, ли­бо комбинацией упомянутых выше трех типов.

Расчет профиля указанных типов сводится к определению зенитного угла ствола скважины, длин вертикальных и горизонтальных проекций профиля, радиуса кривизны участков набора и уменьшения зенитного угла.

При проектировании любого профиля направленной скважины необ­ходимо располагать следующими исходными данными:

глубина проектного забоя;

отклонение проектного забоя от вертикали, проходящей через устье скважины;

азимут цели по отношению к устью;

конструкция скважины с поинтервальным указанием диаметров ствола и глубин спуска обсадных колонн.

Первый (вертикальный) интервал для 1-го и 2-го типов профилей дол­жен быть по возможности коротким, что позволяет свести к минимуму за­траты времени на ориентированный спуск бурильной колоны; для 3-го типа профиля длина вертикального участка должна быть максимальной, что по­зволяет минимизировать длину второго участка и тем самым сократить время работы в скважине с отклоняющими устройствами.

Наиболее целесообразно начинать искривление скважины (КОР) и за­канчивать его в устойчивых сравнительно твердых породах, причем траек­тория набора и уменьшения кривизны должна соответствовать окружности определенного радиуса. Это позволит свести к минимуму опасность обра­зования желобов и силы трения при спускоподъемных операциях.

Интервалы набора и уменьшения кривизны ствола скважины должны быть по возможности минимальными, чтобы обеспечить минимальные за­траты времени на их проходку. С этих позиций радиус искривления ствола должен быть как можно меньше. Однако его величина часто ограничена снизу следующими требованиями:

при спуске и подъеме бурильного инструмента в нем не должны воз­никать запредельные напряжения;

обсадные колонны должны быть спущены в скважину и зацементиро­ваны без осложнений;

должны быть обеспечены спуск и нормальная работа как в открытом стволе, так и в обсадной колонне глубинных приборов и погружного обо­рудования.

Расчет элементов траектории направленных скважин. Для профиля 1-го типа (рис. 10.3) необходимое значение максимального зенитного угла находят по формуле


где R — радиус искривления 2-го участка ствола, м; А — величина смещения забоя от вертикали, м; Н — интервал глубин по вертикали 2-го и 3-го участков ствола скважины, м.

Длину 2-го и 3-го участков, их вертикальных и горизонтальных проек­ций определяют по формулам, приведенным в табл. 10.3.

При расчете профиля 2-го типа (рис. 10.4) вначале устанавливают дли­ну пятого вертикального участка. Если проектируется нефтяная или газо­вая скважина на многопластовую залежь, то длина этого участка ствола должна быть не менее общей мощности залежи плюс 5—10 % от нее. Указанная величина превышения длины 5-го участка над мощностью залежи



обусловлена часто возникающей необходимостью корректировки положения забоя в пространстве в конце четвертого участка ствола.

Необходимый зенитный угол 3-го участка ствола определяют из следующей формулы:


Длину участков профилей, их горизонтальных и вертикальных проекций определяют при помощи формул, приведенных в табл.4.

При расчете профиля 3-го типа (рис. 10.5), когда известны глубина скважины, длина 1-го вертикального участка и отклонение забоя от вертикали, определяют величину радиуса искривления 2-го участка. Длину вертикальной части ствола можно при необходимости скорректировать, изменяя угол входа скважины в пласт.
Таблица 3

Таблица 4


Таблица 5



Для расчета длин вертикальных и горизонтальных проекций ствола скважины используют формулы, приведенные в табл.5.

Определение радиуса искривления при наборе кривизны скважины.

Как указывалось выше, радиус искривления направленной скважины дол­жен быть по возможности минимальным, чтобы сократить до предела ин­тервал, в котором необходимо работать с отклоняющим инструментом и навигационными приборами. Однако при этом должны быть соблюдены следующие основные ограничения.

1. Интенсивность искривления в обычном случае не должна превы­шать 1,5°/10 м проходки.

2. В любом интервале бурения должна обеспечиваться достаточная осевая нагрузка на долото.

3. Должно быть исключено образование желобов в скривленных ин­тервалах ствола скважины. Это условие может быть количественно оцене­но величиной давления замков на стенки ствола скважины:

R > X2P/Q,

где Р — осевое усилие, действующее на бурильные трубы; Q — допустимое нормальное усилие со стороны бурильного замка на стенку скважины; 12 — средняя длина половины бурильной свечи.

Для разрезов, сложенных мягкими породами, значение Qможно при­нимать равным 10 кН, для разрезов, сложенных породами средней твердо­сти — 20 — 30 кН, для пород твердых и крепких — 40 — 50 кН.

4. Бурильная колонна при любых работах в скважине не должна испы­тывать напряжения, превышающие предел текучести материала бурильных труб:

R > dE/2σ_T,

где d — наружный диаметр бурильных труб; Е — модуль Юнга; σ_т — предел текучести материала труб.

5. При спуске забойного двигателя через искривленные участки ствола скважины напряжения, возникающие в корпусе забойного двигателя, не должны превышать предела текучести его материала:

R > 0,25L²_i[0,74(D –d_j)-K],

где Lj, d, — соответственно длина и наружный диаметр забойного двигате­ля; D — диаметр долота; К — зазор, выбираемый на основании геологиче­ских условий (К = 0 для твердых пород, К = 0,003+0,006 м для мягких и средних).

При спуске обсадных колонн трубы не должны испытывать напряже­ния, превышающие предел текучести их материала. Это требование обес­печивается при условии

R > E_Kd_K/2a_T,

где Е_к, а_т — соответственно модуль Юнга и предел текучести материала обсадных труб; d_K — наружный диаметр обсадной колонны.

6. В эксплуатационную колонну должны свободно спускаться и распо­лагаться без деформаций глубинные приборы, погружное оборудование и устройства для ремонта и эксплуатации скважин.

Для обеспечения этого требования необходимо соблюдать следующее условие:

R > I²/8(d_B - d_H - k),

где L — длина спускаемого в колонну погружного устройства; d_B — внут­ренний диаметр эксплуатационной колонны; d_H — диаметр спускаемого в колонну погружного устройства; к — зазор между внутренней стенкой об­садной колонны и корпусом спускаемого в колонну погружного устройст­ва. В большинстве случаев можно принять

к = 0,003+0,0015 м.

Выбранный на основании приведенных выше ограничений радиус ис­кривления ствола скважины увеличивают на 5—10 % из-за ожидаемых ошибок реализации проектного решения. Величину радиуса искривления корректируют на основании сравнения значения осевого усилия, возни­кающего при подъеме бурильной колонны из искривленной скважины, с допустимым ее значением для данной бурильной колонны и буровой установки.

Строят профиль направленной скважины следующим образом.

Чтобы построить горизонтальную проекцию, вначале наносят точку, обозначающую устье скважины, затем при помощи транспортира из этой точки проводят луч в направлении проектного азимута и откладывают на нем в принятом масштабе отрезок, равный длине отклонения забоя от вертикали, проходящей через устьевую точку. Из конца этого отрезка, обозна­чающего проектный забой скважины, в том же масштабе проводят окруж­ность, ограничивающую допуск на отклонение забоя от проектной цели. Из устьевой точки проводят две касательные к построенной окружности (границы возможного отклонения фактической траектории ствола от проектной).

На этом же листе миллиметровой бумаги строят вертикальную проек­цию скважины в прямоугольной системе координат. На вертикальной оси от начала координат вниз в масштабе, принятом для вертикальной проек­ции, откладывают отрезок, равный глубине наклонной скважины по верти­кали. Затем наносят интервалы отдельных участков профиля, которые предварительно вычислены по приведенным выше формулам. Прямоли­нейные участки траектории сопрягают друг с другом дугами окружностей с расчетными радиусами искривления ствола скважины.
3. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ТРАЕКТОРИЮ ПЕРЕМЕЩЕНИЯ ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ

Существующая обычная практика — бурить большие интервалы кри­волинейных или прямых скважин забойными двигателями. Однако из эко­номических или других соображений может оказаться более целесообраз­но бурить как можно дольше направленную скважину посредством враще­ния бурильной колонны. Если скважина не искривляется с удовлетвори­тельной скоростью, то бурильная колонна может быть извлечена и модер­низирована. Применения отклоняющего инструмента часто можно избе­жать, создавая соответствующие забойные компоновки и регулируя на­грузку на долото, скорость его вращения, интенсивность циркуляции.

Термин «забойная компоновка» относится к комбинации утяжеленных бурильных труб, стабилизаторов, оборудования и устройств, расположен­ных непосредственно над долотом. При направленном бурении, особенно роторном, в забойной компоновке используются эффекты, которые приво­дят к увеличению, уменьшению или стабилизации угла наклона. Забойная компоновка для роторного бурения не может применяться для управления горизонтальным направлением ствола или в точках начала изменения на­правления (КОР); однако специфические забойные компоновки бывают полезны для изменения угла наклона скважины, если она уже искривлена.

Все части бурильной колонны до некоторой степени гибкие. Стан­дартная бурильная труба очень гибкая и легко искривляется при сжатии; по этой причине верхнюю часть бурильной колонны обычно в процессе бурения поддерживают в растянутом состоянии. И даже толстостенные утяжеленные бурильные трубы (УБТ), устанавливаемые в призабойной час­ти бурильной колонны, достаточно гибкие, чтобы изогнуться там, где они лишены боковой опоры.

Изменение забойной компоновки дает возможность бурильщику управлять величиной и направлением изгиба бурильной колонны и таким образом увеличивать, уменьшать или поддерживать угол отклонения забоя так, как это желательно.

Бурение направленных скважин большого диаметра (8"—12") обычно легче, чем бурение скважины малого диаметра. Утяжеленные и обычные бурильные трубы большего размера жестче и, следовательно, менее под­вержены изгибу и закручиванию в одних и тех же проходимых породах. Они также больше весят, давая бурильщику большую возможность изменять диапазон нагрузки на долото. И хотя и большая внешняя поверхность создает большие сопротивления на контакте со стенкой ствола, этот недостаток менее значителен, чем достоинства, и поэтому их использование стало обычной практикой в направленном бурении.