нир1. строительства горизонтальных и боковых стволов;нир1 (2). 1. История горизонтального бурения стр
 Скачать 2.8 Mb.
|
|
3.5 Роторные управляемые системы (РУС). Предназначены для бурения искривлённых и прямолинейных интервалов профиля скважины в автоматическом режиме при вращении бурильной колонны. РУС включает следующие основные узлы: - отклоняющее устройство; - забойную телесистему с навигационными и каротажными датчиками; - источник питания (генератор или аккумулятор); - наземную аппаратуру; - канал связи забойной телесистемы с наземной аппаратурой. По принципу управления РУС разделяются на два основных вида: 1) изменение величины и направления отклоняющей силы на долоте; 2) изменение направления угла перекоса долота.  3.6 Элементы КНБК. Утяжелённые бурильные трубы (УБТ) УБТ – толстостенные стальные бурильные трубы, которые устанавливаются в нижней части бурильной колонны и нужны для создания осевой нагрузки на долото и придания КНБК необходимой жёсткости. Применяются как гладкие, так и спиральные УБТ. При бурении в осложнённых условиях наклонных скважин применение спиральных труб более предпочтительно.Спиральные выемки уменьшают площадь контакта поверхности УБТ со стенкой скважины на 40%, что снижает риски дифференциального прихвата КНБК. Немагнитные УБТ (НУБТ) - Немагнитные УБТ обычно бывают гладкие (без спиральной нарезки), изготовляются из специальной нержавеющей стали. НУБТ необходимы для размещения приборов (инклинометров, забойного модуля телесистемы) с магнитнымдатчиком азимута.Укороченные УБТ - укороченные или патрубки являются укороченным аналогом обычных УБТ. Длина укороченных УБТ не превышает 5 м. В направленном бурении укороченные УБТ применяются в различных КНБК. Перепускной (переливной) клапан - перепускной клапан над винтовым забойным двигателем устанавливают с целью заполнения бурильной колонны буровым раствором при спуске бурильной колонны и опорожнения при её подъёме. Шламометаллоуловитель (ШМУ) - шламометаллоуловитель представляет собой стальной переводник с внешним кожухом, который образует полость для сбора шлама и частиц металла. Переводник-удлинитель – это короткий переводник (обычно «муфта-ниппель»), который применяется для точной регулировки длины секций КНБК. Толстостенные бурильные трубы (ТБТ) - это трубы промежуточного типа между УБТ и обычными бурильными трубами с размерами бурильной трубы. Соединения ТБТ имеют большую длину, что обеспечивает более надёжное соединение и предотвращает абразивный износ наружной поверхности труб. Поверхность таких труб защищена от абразивного износа центральными утолщениями. Жёсткость на изгиб ТБС меньше чем у УБТ. Они имеют меньшую площадь контакта со стенкой ствола скважины. При этом вероятность дифференциального прихвата уменьшается. Такие трубы позволяют выполнять бурение с высокими скоростями вращения и меньшим крутящим моментом. Калибраторы – калибраторы являются породоразрушающим инструментом и обычно устанавливаются непосредственно над долотом. У большинства калибраторов правая винтообразная конфигурация лопастей, которые покрыты различнымитвёрдосплавными материалами. Переводник-удлинитель – это короткий переводник (обычно «муфта-ниппель»), который применяется для точной регулировки длины секций КНБК. Толстостенные бурильные трубы (ТБТ) - это трубы промежуточного типа между УБТ и обычными бурильными трубами с размерами бурильной трубы. Соединения ТБТ имеют большую длину, что обеспечивает более надёжное соединение и предотвращает абразивный износ наружной поверхности труб. Поверхность таких труб защищена от абразивного износа центральными утолщениями. Жёсткость на изгиб ТБС меньше чем у УБТ. Они имеют меньшую площадь контакта со стенкой ствола скважины. При этом вероятность дифференциального прихвата уменьшается. Такие трубы позволяют выполнять бурение с высокими скоростями вращения и меньшим крутящим моментом. Калибраторы – калибраторы являются породоразрушающим инструментом и обычно устанавливаются непосредственно над долотом. У большинства калибраторов правая винтообразная конфигурация лопастей, которые покрыты различными твёрдосплавными материалами. 7. Измерение и каротаж в процессе бурения горизонтальных скважин и боко-вых стволов. При геонавигации наклонно-направленных (ННС), горизонтальных (ГС), многозабойных(МЗС), двухустьевых (ДУГС) скважин предполагается использовать забойные телеметрические системы (ЗТС) для непрерывного контроля параметров кривизны игеофизики с целью оперативного управления траектории ствола скважины (ТСС) иисследования околоскважинного пространства. Комплекс измерительных датчиков контроля направления ствола скважины состоит из датчиков измерения угла наклона скважины (зенитный угол) и ее азимута. Для управления процессом направленного бурения измерительную систему оборудуют датчиком положения отклонителя. Описанные группы датчиков объединены в одной телеизмерительной системе для оптимизации процесса бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин. Знание зенитного и азимутального углов, а также глубины замера по стволу позволяют точно судить о траектории ствола скважины. Ориентирование же отклонителя (и его изменение при необходимости) дает возможность оперативно управлять траекторией. Информацию о глубине по стволу получают с наземного датчика. Инклинометрическая телеизмерительная система позволяет производить измерения в процессе бурения, которые классифицируются следующим образом: • ориентирование отклоняющей компоновки по заданному азимуту в стволе скважины путем измерения направления действия отклонителя относительно апсидальной плоскости компоновки низа бурильной колонны (КНБК); • определение угла закручивания бурильной колонны под действием реактивного вращающего момента от породоразрушающего инструмента и его учет при бурении скважины с использованием отклоняющего инструмента; • проведение инклинометрических измерений непосредственно в процессе проводки скважины; • получение технологических параметров (забойная температура, частота вращения вала забойного двигателя, нагрузка на долото и т.д.) в процессе строительства скважины. Помимо инклинометрической системы, дающей возможность получить сведения о траектории ствола скважины и азимутальном ориентировании отклонителя, в настоящее время широкое распространение получили более сложные телеизмерительные системы (телесистемы), позволяющие получать данные о состоянии ствола скважины, притоках пластового флюида, поглощении бурового раствора, каротажные данные о предполагаемом составе проходимых пород, их открытой пористости и плотности, составе и свойствах пластового флюида, пластовом давлении и т.д. То есть данные системы позволяют проводить забойные каротажные исследования в процессе бурения (КПБ). В сложных системах в режиме реального времени на поверхность передается не весь объем получаемой информации (навигационные параметры, температура, данные гамма- и электромагнитного каротажа); часть ее хранится в модулях забойной памяти и извлекается после подъема инструмента на поверхность. Системы контроля забойных параметров в первую очередь можно классифицировать по используемому для передачи закодированных данных от забоя к поверхности каналу связи. Разработаны следующие (основные) разновидности каналов связи, каждый из которых обладает своими преимуществами и недостатками: - акустический; - электрический (проводной); -электромагнитный; - гидравлический. Разработкой measurementwhile drilling (MWD) системы контроля забойных параметров в процессе бурения занимаются более 40 зарубежных фирм. МWD-системы с проводным каналом связи измеряют и передают информацию до 30 забойных параметров. Преимуществом кабельных систем является двухсторонняя связь между скважинной и наземной аппаратурой, возможность передачи электроэнергии по линии связи для питания забойных датчиков, недостатком – высокая стоимость специального бурильного инструмента. Она на 70-80% выше стоимости инструмента с обычными трубами, так как для устройства проводного канала связи в каждую бурильную трубу или свечу встроен отрезок кабеля по центру или по стенке трубы. При свинчивании труб отрезки проводов автоматически соединяются с помощью специального контактного устройства. Такую связь можно организовать сбросовым кабелем с контактными разъемами. Его опускают в бурильную колонну с МWD системой после спуска колонны в скважину. При спуске контактный разъем автоматически подключается к забойной измерительной аппаратуре. Из-за сложности технического выполнения кабельный канал связи используют при бурении скважин не глубже 6000 м. МWD-системы с электромагнитным каналом связи передают сигналы на поверхность в виде электромагнитного излучения по массиву горных пород и принимаются расположенными на поверхности антеннами. Преимуществами данного способа передачи информации от забоя к поверхности являются отсутствие кабеля и необходимости в циркуляции, более высокая скорость передачи данных по сравнению с гидравлическим каналом связи, менее жесткие требования к буровому раствору. К недостаткам можно отнести высокую зависимость от электрофизических параметров пород и геологических характеристик околоскважинного пространства, а также от наличия работающего поблизости нефтепромыслового оборудования. На величину и качество электромагнитного сигнала отрицательно влияют электрические помехи, создаваемые нефтепромысловым оборудованием и низкоомными горными породами. Средний показатель по максимальной дальности устойчивой передачи сигнала составляет около 3500 м. Исторически сложилось, что электромагнитный канал связи используется в отечественных забойных телеметрических системах. Широкое распространение получили забойные телесистемы (ЗТС) с электромагнитным каналом связи, в состав которых входят: - блок забойных датчиков; - блок питания; - блок обработки сигналов датчиков, их модулирования и формирования выходного сигнала для передачи на поверхность в процессе бурения; - наземное устройство для приема передаваемых сигналов; - наземное оборудование и приборы для декодирования полученных сигналов, их преобразования в форму, удобную для использования информации, индикации в показаниях приборов, обработки и накопления в памяти ЭВМ. В ЗТС с гидравлическим каналом связи передача сигналов происходит в виде гидродинамических импульсов давления по потоку бурового раствора внутри бурильной колонны. Наибольшей популярностью гидравлический канал связи пользуется за рубежом, где считается наиболее надежным, дальнодействующим и не зависящим от электрофизических параметров пород. К числу общих недостатков гидравлического канала передачи информации на поверхность относят: - значительное затухание гидродинамических импульсов при прохождении через столб промывочной жидкости. Из зарубежного опыта известно, что при использовании растворов на водной основе импульс затухает приблизительно на 50% каждые 1000 м. Раствор на углеводородной основе, а также аэрированные промывочные жидкости и пены еще более гасят импульсы давления. - Наличие большого количества помех, вызванных, например, пульсациями давления, обусловленными неравномерной подачей качающих узлов буровых насосов. - Высокие требования к буровому раствору (содержание песка <1-4 %, газа <7%). - Вследствие относительно медленного распространения импульсов давления данные измерений передаются менее быстро, чем в системах с кабельным каналом связи. Системы с акустическим каналом связи используют звуковые колебания, распространяющиеся в скважине по промывочной жидкости, колонне бурильных труб или окружающей породе. Соответственно поэтому они разделяются на три вида: гидроакустические, акустомеханические и сейсмические. Из трех видов забойных телеметрических систем (ЗТС) с акустическим каналом связи сейсмические системы применяются пока только для пассивного контроля координат забоя. Из-за недостаточной точности определения положения забоя (десятки метров) они еще находятся на стадии научных и экспериментальных исследований. В настоящее время ЗТС с гидроакустическим каналом связи не используются. Проблемой, связанной с созданием гидроакустического канала, является разработка низкочастотного излучателя до 100...200 Гц, который был бы способен эффективно возбуждать колебания внутри колонны бурильных труб в скважине. 8. Заключение. Бурение нефтяных и газовых скважин на суше и на континентальном шельфе представляет собой сложный технологический процесс, контроль за состоянием которого требует внедрения систем автоматизации. Настоящий этап развития техники позволяет передовым компаниям внедрять автоматизированные рабочие места оператора буровой установки. С одной стороны, это упрощает управление технологическими операциями, анализ состояния объекта, экономит время и деньги заказчика, а с другой - повышает требования к квалификации обслуживающего персонала. Современный специалист в области бурения должен не только обладать знаниями и навыками по своей специальности, но и знать возможности использования измерительной аппаратуры, автоматики, компьютерных и информационных технологий. Информационное обеспечение процесса бурения включает в себя сбор, обработку, передачу и анализ информации о геологических, технологических, технико-экономических, инклинометрических и других параметрах. Функции сбора, обработки и передачи информации осуществляют специализированные информационно-измерительные системы, такие как станции геолого-технологических исследований (СГТИ), системы контроля процесса бурения, геонавигационные комплексы, оснащенные забойными телеметрическими системами (ЗТС). Без использования вышеперечисленных систем строительство наклонно направленных и горизонтальных скважин на суше и в море невозможно. Непосредственный анализ информации осуществляет так называемое лицо, принимающее решение, опираясь на сложное программное обеспечение. В качестве лица принимающего решения может выступать буровой мастер, супервайзер, эксперт аналитического отдела, заказчик и другие специалисты. По результатам работ по сопровождению процесса бурения создается отчетная документация. К ней предъявляются достаточно жесткие требования со стороны заказчика, и именно в соответствии с ней осуществляется оплата всей выполненной работы. Используемая литература. 1.Бурение горизонтальных скважин.1998г. Оренбург. 2.Строительство наклонных и горизонтальных скважин. Басарыгин Ю.М. Будников В.Ф., Булатов А.И. 2001г. 3.Бурение наклонных и горизонтальных скважин. Калинин А.Г., Никитин А.Б. Недра 1997г. 4. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами. Гилязов Р.М. 2002г |