нир1. строительства горизонтальных и боковых стволов;нир1 (2). 1. История горизонтального бурения стр
 Скачать 2.8 Mb.
|
|
Крепление скважин обсадной колонной При креплении скважин башмак обсадной колонны устанавливают обычно или перед конечным участком набора зенитного угла, или после окончания бурения участка набора зенитного угла. Глубина установки зависит от пород геологического разреза и ожидаемых осложнений в открытом стволе. При минимальных осложнениях промежуточную колонну часто спускают до конца последнего участка набора зенитного угла. Это позволяет установить эксплуатационную колонну-хвостовик в прямом участке, а не в зоне изгиба. Если ожидаются осложнения при бурении участка стабилизации зенитного угла, башмак промежуточной колонны можно устанавливать выше последнего участка набора зенитного угла. Это уменьшает протяженность открытого ствола до бурения в заданном объекте. Достоинства и недостатки профилей с большим радиусом искривления. Достоинства: - Более низкая интенсивность резких перегибов (DLS). -Длинный горизонтальный участок (по сравнению с профилем с малым радиусом искривления). - Возможность достижения большого горизонтального отклонения забоя от устья в плане. - Пригодность технологий и оборудования, используемых для обычного направленного бурения. - Увеличение доли роторного бурения позволяет улучшить показатели строительства скважины. - Использование стандартных бурильных и обсадных труб. -Уменьшение ограничений на диаметры скважины и оборудования. - Возможность расширения диапазона схем заканчивания. - Большая приспособленность к геофизическим исследованиям скважины и отбору керна. -Возможность бурения компоновками, включающими забойный двигатель с регулируемым углом перекоса. Недостатки: - Большая протяженность участков скважины, на которых необходимо контролировать траекторию. -Большая протяженность открытого ствола (возможно больше осложнений). -Увеличивается общая глубина скважины по стволу. - Возможно увеличение стоимости строительства скважины. - Требуется больше обсадных труб. 4.2 Бурение скважин со средним радиусом искривления На (рис.7.) представлен типовой профиль скважины со средним радиусом искривления и стабилизации зенитного угла, которая допускает отклонение фактических значений интенсивности набора зенитного угла от проектных значений.  Рис.7. Профиль скважины с средним радиусом искривления и участком стабилизации зенитного угла. При средних радиусах траектория скважины может менять положение от вертикального до горизонтального при глубине скважины по вертикали 90-300 м. Известно много систем для бурения скважин со средним радиусом искривления. Они объединяют различные схемы размещения с изогнутым корпусом забойного двигателя, с корпусом с регулируемым углом перекоса кривых переводников и стабилизаторов. При работах со средним радиусом искривления в участке скважины с высокой интенсивностью набора зенитного угла применяются компоновки с двойным перекосом. Они рассчитаны на набор зенитного угла с интенсивностью до 35 град./30 м (100 фут.) при ориентированном положении компоновки (т.е. без вращения бурильной колонны). Проектная интенсивность набора зенитного угла определяется размерами и размещением отклоняющих устройств и стабилизаторов и обычно для забойных двигателей достигает 16 /30 м (100 фут.). Компоновок с одним отклонителем могут быть использованы как при роторном, так и при бурении с использованием забойного двигателя. Обсадные колонны Обычно обсадная колонна устанавливается непосредственно над точкой отклонения скважины от вертикали или новый ствол забуривается из существующей обсадной колонны. Преимущества и недостатки профилей со средним радиусом искривления. Преимущества: - Уменьшение длины открытого ствола по сравнению с профилем скважины с большим радиусом искривления. - Применение обычного бурового оборудования. -Можно уменьшить крутящий момент и усилие на крюке при подъеме -Управление траекторией скважины осуществляется на более коротком интервале. Сочетание меньшего изгиба и более редкой смены конструкций компоновки облегчает получение равномерной интенсивности набора зенитного угла. - Возможность обеспечить, по сравнению с искривлением скважины по малому радиусу, большое горизонтальное отклонение. -Более широкий диапазон вариантов заканчивания по сравнению с малым радиусом. Возможность проводить каротаж и отбор керна. -Уменьшение ограничений по диаметру скважин в диапазоне 98-311 мм (3 7/8 - 12 1/4 дюйма) -Возможность многозабойного бурения из одной скважины Недостатки: -Могут потребоваться некоторые специальные инструменты, например КНБК с двойным перекосом. - Требуются специальные методы бурения (например, отсутствие вращения бурильной колонны при работе КНБК на участке набора зенитного угла затрудняет очистку скважины). Если требуется вращение бурильной колонны (например, для проработки скважины), большие циклические напряжения изгиба ускоряют усталость материалов элементов. - Могут потребоваться соединения, не соответствующие стандарту АНИ, более дорогие обсадные и бурильные трубы - Более высокие интенсивности при резком перегибе ствола (по сравнению с профилем скважины, пробуренной по большому радиусу) ограничивают возможности каротажа и схемы заканчивания скважины. 4.3 Бурение скважин с малым радиусом искривлений В большинстве областей применения скважина бурится вертикально и искривляется по малому радиусу непосредственно в кровле пласта или в самом пласте. Методика работы состоит в установке пакера с уипстоком и отклонением скважины с набором зенитного угла специальной компоновкой для набора угла (рис. 8.). При достижении угла в 90 град, спускают специальную компоновку для стабилизации зенитного угла, чтобы бурить горизонтальный участок. Эта специальная компоновка для стабилизации зенитного угла приводится в действие трубами с шарнирными соединениями, позволяющими вращаться им в стесненном пространстве скважины, искривленной по малому радиусу. В последнее время на некоторых скважинах использовались системы с забойным двигателем с шарнирными соединениями для профилей с малым радиусом искривления.  Рис.8 Вырезание окна компоновкой с уипстоком. Конструкция скважины Так как профиль скважины с малым радиусом искривления используется для многозабойного бурения, большинство скважин с малым радиусом искривления заканчивают открытым стволом. Иногда спускают хвостовик со щелевидными отверстиями. 5.. Варианты бурения боковых стволов из существующих скважин. Существует четыре главных системы бурения бокового ствола горизонтально-разветвленных скважин: - Технология бурения скважин по сверхмалому радиусу с помощью струи высокого давления. - Система бурения скважин с малыми радиусами искривления, основанная на применении роторной компоновки. - Система бурения скважин с малыми радиусами искривления, основанная на использовании забойных двигателей. - Бурение скважин по среднему радиусу искривления. Все четыре системы пригодны или будут пригодными для бурения бокового ствола. Первые три системы требуют применения специального бурильного инструмента и специальных методов исследований в скважинах. Малые радиусы искривления скважин накладывают также ограничения на возможность оценки продуктивного пласта и методы заканчивания скважин. В отличие от них при средних радиусах искривления применяется обычный бурильный инструмент, включая систему измерений в процессе бурения для инклинометрии и ориентирования отклонителя. Единственным исключением являются ограничения оценки продуктивного пласта и заканчивания скважины по радиальному зазору, связанные с ограничениями по диаметру скважины. По этой причине ожидается, что на рынке технологий для бурения боковых стволов приоритет за оборудованием для проводки скважин по средним радиусам искривления. Приведенные ниже рисунки иллюстрируют схемы, пригодные при проектировании горизонтальных боковых стволов. На них представлены типичные эксплуатационные скважины с промежуточной колонной, установленной над продуктивным пластом и эксплуатационной колонной-хвостовиком, установленной в наклонном участке, вскрывшем продуктивную зону. По схеме 1 (Рис.9.) в промежуточной колонне вырезается окно и проектируется профиль со средним радиусом искривления, чтобы получить горизонтальный участок в продуктивном пласте. Преимуществом этой схемы является то, что она может быть реализована относительно легко, взаимодействие горных пород с буровым раствором должно быть хорошо известно и можно выбрать максимальный размер эксплуатационной колонны-хвостовика. К недостаткам схемы 1 относится то, что начало горизонтального участка будет находиться на некотором расстоянии от старой скважины и ориентирование горизонтального участка будет ограничено азимутом старой скважины. Если промежуточная колонна сильно изношена, может потребоваться ремонтная обсадная колонна-надставка.  Рис.9. Схема 1. Это может ограничить размер бурильных и насосно-компрессорных труб и отрицательно сказаться на экономических показателях проекта. По схеме 2 (Рис.10) окно вырезается в промежуточной колонне выше, чем предусмотрено в схеме 1, скважина забуривается в нижней стенке старой скважины и новый ствол бурится в форме буквы"S".  Рис.10. Схема 2. Преимуществом схемы 2 перед схемой 1 является то, что она дает большую свободу в приближении горизонтального участка к старому эксплуатационному участку под более строгим геологическим контролем. Основным недостатком схемы 2 является то, что бурение "S "-образного криволинейного участка сопряжено с большим риском. Это приводит к удлинению и удорожанию скважины, увеличивает крутящий момент и нагрузку на крюке при подъеме и ведет к большему износу промежуточной колонны. Схема 3 (Рис.11.) предусматривает вырезание окна в эксплуатационной колонне-хвостовике, забуривание нового ствола и бурение горизонтального участка меньшим диаметром. Рис.11.Схема 3. Преимуществом здесь является то, что длина нового ствола и его закрепленного участка может быть сведена до минимума и начало горизонтального участка будет ближе к старой скважине, чем в схеме 1. К недостаткам относится то, что в скважинах малого диаметра можно проводить только гамма- каротаж, а не полный объем измерений в процессе бурения. К тому же ориентация горизонтального участка будет ограничена направлением старой скважины, а эксплуатационная колонна-хвостовик должна иметь малый диаметр. В схеме 4 (Рис.12.) промежуточная колонна срезается и извлекается. Новый ствол бурится из точки ниже башмака предыдущей обсадной колонны. Выше продуктивного пласта устанавливается новая промежуточная колонна. Очевидно, что это даёт большую свободу действий при проводке горизонтального участка и работ по заканчиванию скважины, но эта схема является самой дорогой из четырёх.  Рис.12. Схема 4. 6. Методы кривления стволов скважин. Кривление стволов скважин происходит в зависимости от применяемого обо-рудования и технологий. Существуют следующие методы кривления стволов: 1. С помощью клина-отклонителя. (Рис.13.) Это был самый раний инструмент для искривления траектории. Изначально использовался для зарезки боковых стволов при прихвате и оставлении в стволе скважины бурильной колонны. В качестве инструмента направленного бурения начали использоваться в 1930-х годах для изменения зенитного и азимутального углов. Технологическая эффективность его не высока. Для забуривания с извлекаемого клина-отклонителя используется долото диаметра меньшего, чем ствол скважины. Только со второго рейса новый участок ствола разбуривается под необходимый размер. В твёрдых породах может понадобиться дополнительное райбирование. Минимальное количество рейсов при применении клина-отклонителя – 3. В настоящее время используется в основном для забуривания боковых стволов.  Рис.13. Клин-отклонитель. 2.Гидромониторное бурение. Использовалось как альтернатива клину-отклонителю. Эффективны только в мягких породах. Долото с насадкой большого диаметра размывало породу только с одной стороны. Большая насадка ориентировалась в нужную сторону. После наработки кармана долото спускалось на забой, и бурильная колонна продолжала роторно работать в нужном направлении. Колонна с гидромониторным отклоняющим долотом была первой отклоняющей компоновкой. 3. Роторные компоновки низа бурильной колонны (КНБК). Поведение любой роторной компоновки регулируется путем изменения диаметра и положения центраторов в пределах первых 36 м от забоя. Дополнительные центраторы, установленные выше, будут мало влиять на характеристику компоновки. Центраторы выполняют роль точки опоры в плане увеличения боковой силы на долоте (Рис.14.).  Рис.14.Роторная КНБК с центраторами. 3.1 КНБК для набора зенитного угла (опорная) (Рис.15.): - требует прогиба утяжеленной бурильной трубы между первым и вторым центраторами; - интенсивность набора зенитного угла возрастает по мере увеличения расстояния между первым и вторым центратором; - величина прогиба зависит от соотношения диаметров скважина-УБТ, и скважина-центраторы, а так же от нагрузки на долото;  - в момент касания УБТ нижней стенки скважины, наклон долота и боковая -сила на долоте достигнут своих максимальных значений;- короткий переводник между долотом и первым центратором увеличит боковую силу на долоте (увеличится интенсивность набора зенитного угла); - в принципе достаточно одного центратора над долотом. Рис.15. КНБК для набора зенитного угла (опорная). 3.2 КНБК для падения зенитного угла (маятниковая), (Рис.16.): - требует установки утяжелённой бурильной трубы перед первым центратором; - гравитационные силы на долоте действуют в направлении нижней стенки ствола; - интенсивность падения зенитного угла возрастает по мере увеличения расстояния между долотом и центратором;  - величина прогиба зависит от соотношения диаметров скважина-УБТ, и скважина-центраторы, а так же от нагрузки на долото;- эффект маятника аннулируется, если УБТ контактируют с нижней стороной ствола между долотом и стабилизатором; - используется для сохранения вертикали ствола под кондуктор в мягких породах. Рис.16. КНБК для падения зенитного угла (маятниковая). 3.3 КНБК для стабилизации зенитного угла (жёсткая), (Рис.17.): - удваивание толщины стенки бурильной трубы увеличивает ее жёсткость в 8 раз; - используется комбинация толстостенных утяжеленных труб по возможности большого диаметра и стабилизаторов;  - ограничивает как эффект маятника, так и эффект опоры; - компоновка может быть спроектирована с тенденцией слабого набора или падения зенитного угла для компенсации тенденции влияния горных пород; - роторные КНБК для стабилизации угла не очень эффективны, поскольку предсказать точное поведение невозможно. Рис.17. КНБК для стабилизации зенитного угла (жёсткая). 3.4 КНБК с забойным двигателем. Компоновки с забойным двигателем являются универсальными и применяются во всех участках направленных и горизонтальных скважин. Забойные двигатели могут иметь как искривлённый корпус, так и использоваться совместно с «кривым переводником» (Рис. 18.)  Рис.18. Забойный двигатель с углом перекоса. С их помощью на породоразрушающем инструменте создается отклоняющая сила, или между осью скважины и осью породоразрушающего инструмента возникает некоторый угол перекоса. Если искривление происходит в основном за счет фрезерования стенки скважины, то такие отклонители называются с упругой направляющей секцией, а если за счет перекоса инструмента - с жесткой направляющей секцией. Компоновка с искривлённым двигателем менее эффективна в качестве компоновки для начала отклонения скважины от вертикали. Дополнительные центраторы улучшают работу компоновок, включающих забойный двигатель с регулируемым углом перекоса при небольших зенитных углах скважины. Компоновка с центраторами достигает меньшего максимального зенитного угла, чем гладкая компоновка. Чем больше диаметр верхнего центратора, тем более эффективна эта компоновка в точке отклонения скважины от вертикали. При высоких зенитных углах максимальная интенсивность будет ниже. Чем больше диаметр нижнего центратора, тем более эффективно будет работать эта компоновка при всех зенитных углах скважины. Компоновка с искривлённым двигателем очень чувствительна к ориентации отклонителя. Максимальная интенсивность – при направлении к верхней стенке скважины (0°) и минимальная – при повороте (90° и 270°). Компоновка с центраторами менее чувствительна к ориентации отклонителя. При уменьшении диаметра центраторов компоновка становится более чувствительной к ориентации отклонителя. |