Евгений Дипломная работа (2). 1 Утверждена приказом по университету от

• Название: 1 Утверждена приказом по университету от
• Дата: 23.05.2023
• Размер: 2.32 Mb.
• Имя файла: Евгений Дипломная работа (2).docx
• Тип: Программа; #1154201
• страница: 21 из 34

Бурение боковых стволов

Так как разработка месторождения связана с ухудшением технико- экономических показателей процесса добычи по мере истощения запасов. Неизбежно наступает период, когда продолжение эксплуатации скважины, а потом и всего месторождения становиться не рентабельным для нефтедобывающего предприятия.

С целью повышения эффективности разработки месторождения проектом предусмотрено бурение боковых стволов с горизонтальным участком из вертикальной разведочно-эксплуатационной скважины.

Бурение боковых стволов с горизонтальным участком будет производиться роторной управляемой системой (РУС). Технология бурения роторной управляемой системой описана в главе 3.

3. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РОТОРНЫХ УПРАВЛЯЕМЫХ СИСТЕМ (РУС) ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

1. История развития технологий направленного бурения

Преднамеренное отклонение ствола скважины от вертикали вошло в практику в конце 1920-х гг., когда операторы искали способы зарезать боковые стволы мимо препятствий, бурить наклонные скважины для глушения других скважин и обходить наземные объекты; технологии наклонного бурения применяли даже для предотвращения искривления вертикальных скважин.

Появление возможности бурения наклонно-направленных скважин было отчасти обусловлено развитием роторного бурения и разработкой шарошечных долот. В силу своей конструкции такие долота уходят в сторону при определенных значениях различных параметров пласта или режима бурения, как то: падение или возрастание твердости пласта, скорость вращения, нагрузка на долото и конструкция шарошек. В ряде регионов опытные буровики отметили присущее долоту стремление отклоняться в сторону в некоторой степени предсказуемым образом. По этой причине они нередко пытались несколько увеличить угол наклона скважины, чтобы компенсировать ожидаемый снос между положением скважины на поверхности земли и кругом допуска забоя.

Также было обнаружено, что изменяя конструкцию роторной забойной компоновки, можно изменить угол наклона бурильной колонны. Изменение места расположения стабилизатора позволило влиять на состояние равновесия забойной компоновки, заставляя ее увеличивать, сохранять или уменьшать угол отклонения ствола от вертикали. Скорость, с которой роторная забойная компоновка наращивает или уменьшает угол, определяется такими переменными как расстояние между стабилизаторами, диаметр и жесткость утяжеленных бурильных труб (УБТ), угол падения пласта, скорость вращения, нагрузка на долото, твердость пласта и тип долота. Способность обеспечить

равновесие забойной компоновки с учетом всех этих факторов определяет успех достижения объекта бурения.

Забойная компоновка, в которой наддолотный стабилизатор бурильной колонны располагается под несколькими УБТ, будет стремиться наращивать угол при оказании нагрузки на долото. В такой конфигурации УБТ над стабилизатором будут изгибаться, а наддолотный стабилизатор будет играть роль точки опоры, толкая долото к верхней части скважины. Для уменьшения угла используют другую забойную компоновку. В ней присутствует один или несколько стабилизаторов. УБТ под нижним стабилизатором в забойной компоновке играют роль маятника, что обеспечивает стремление долота к нижней части скважины под действием силы тяжести. После достижения желаемого угла можно использовать другую забойную компоновку для его сохранения. В стабилизированной компоновке имеется несколько стабилизаторов, расположенных равномерно по всей ее длине, которые служат для повышения жесткости компоновки.

Для отклонения скважины от вертикальной траектории применяются и другие механические средства, чаще всего – клиновый отклонитель. Принцип его действия прост: он представляет собой длинный стальной клин, вогнутый с одной стороны, для удержания и направления буровой компоновки. Клиновый отклонитель можно использовать как в открытом, так и в обсаженном стволе. Его спускают на требуемую глубину, ориентируют на желаемый азимут, а затем закрепляют, создавая направляющую для начала отклонения ствола от вертикали.

Ранние методы позволяли в некоторой степени контролировать наклон ствола, однако они практически не давали возможности управлять азимутом. Кроме того, они были малоэффективны, поскольку требовали многочисленных спусков и подъемов оборудования для установки клинового отклонителя или для изменения конфигурации забойной компоновки.

Начало 1960 гг. ознаменовалось существенным прорывом в области наклонно-направленного бурения, когда забойная компоновка с

фиксированным углом наклона порядка 0,5° была объединена с забойным двигателем для приведения в действие бурового долота. Гидравлическая энергия бурового раствора превращается в двигателе в механическую, благодаря которой вращается долото. Совмещение двигателя и кривого переводника позволило намного более точно контролировать направление наклона, чем прежние забойные компоновки, одновременно значительно увеличив угол возможного набора кривизны. Первые забойные компоновки имели фиксированный угол наклона, и для его корректировки требовалось извлекать их из скважины.

С помощью таких управляемых двигателей наклон скважины создается следующим образом. Кривой переводник обеспечивает снос долота, необходимый для инициирования и сохранения изменений в направлении его движения. Через три геометрические точки прикосновения – долото, наддолотный стабилизатор бурильной колонны на двигателе и стабилизатор над двигателем – проходит дуга, по которой следует траектория скважины.

В некоторых двигателях используется забойная турбина, в других – комбинация винтового ротора и статора для создания двигателя объемного типа (объемного двигателя). В результате совершенствования базового объемного двигателя с кривым переводником был создан управляемый забойный двигатель. В современных компоновках с управляемыми двигателями все еще используются объемные двигатели, но также имеются управляемые с поверхности кривые переводники. Стандартный управляемый двигатель включает силовой блок, через который закачивают буровой раствор для приведения в движение ротора, вращающего несущий вал и долото. Изгиб, задаваемый с поверхности, можно установить в диапазоне от 0° до 4°, позволяя направить долото под совсем небольшим углом отхода от оси ствола; такое, казалось бы, незначительное отклонение играет определяющую роль в скорости наращивания угла. Значение кривизны ствола, задаваемое в месте изгиба, зависит от его угла, внешнего диаметра и длины двигателя, места расположения стабилизатора и размера УБТ относительно диаметра скважины.

Управляемые двигатели осуществляют бурение в одном из двух режимов: во вращательном и направленном (скользящем). При вращательном режиме роторный стол или верхний привод буровой установки вращает всю бурильную колонну для передачи усилия на долото. В скользящем режиме бурильная колонна не вращается; вместо этого поток бурового раствора направляется на забойный двигатель для приведения долота в действие. В скользящем режиме вращается только долото, а невращающаяся часть бурильной колонны просто следует за направляющей компоновкой.

Выбор конкретного двигателя зависит от его способности наращивать, сохранять или уменьшать угол в ходе вращательного бурения. Обычная практика предполагает вращательное бурение при малом числе оборотов в минуту, приведение в действие бурильной колонны с поверхности и создание изгиба равномерного во всех направлениях, тем самым формируя прямолинейную траекторию. Измерения наклона и азимута можно получать в режиме реального времени при помощи инструментов инклинометрии в процессе бурения, чтобы сообщать буровику обо всех отклонениях от намеченного курса. Для корректировки таких отклонений необходимо перейти с вращательного на скользящий режим для изменения траектории скважины. Для перехода в скользящий режим необходимо остановить вращение бурильной колонны, чтобы буровик мог ориентировать изгиб забойного двигателя (задать угол торца бурильного инструмента) в направлении желаемой траектории. Это непростая задача, принимая во внимание крутящие силы, которые могут заставить бурильную колонну повести себя как сжатая пружина. После учета крутящего момента долота, скручивания и контактного трения бурильной колонны буровик должен с поверхности постепенно поворачивать бурильную колонну с небольшим шагом, используя измерения в процессе бурения для определения направления движения торца бурильного инструмента. Поскольку бурильная колонна может амортизировать крутящий момент на длинных интервалах, может потребоваться совершить несколько вращений на поверхности, чтобы только один раз повернуть снаряд в скважине.

После подтверждения надлежащей ориентации торца бурильного инструмента, буровик включает забойный двигатель для начала бурения в заданном направлении. Эту процедуру, возможно, придется повторить несколько раз в ходе бурения, поскольку реактивный крутящий момент, возникающий при продвижении долота в породу, может вызвать изменение ориентации торца бурильного инструмента.

Каждый режим бурения сопряжен со своими трудностями. При вращательном бурении изгиб буровой компоновки заставляет долото вращаться с отклонением от оси забойной компоновки, из-за чего ствол скважины имеет несколько больший диаметр и спиралевидную канавку. Стенки ствола получаются более шершавыми, что повышает скручивающие и осевые нагрузки на бурильную колонну, а также может вызвать проблемы при спуске в скважину оборудования заканчивания – особенно на длинных горизонтальных участках. Спиралевидная канавка в стволе скважины может также влиять на показания каротажного зонда.

В скользящем режиме недостаток вращения создает другие сложности. Если бурильная колонна прилегает к нижней стороне скважины, буровой раствор движется вокруг трубы неравномерно, что ослабляет способность раствора по отводу выбуренной породы. Это, в свою очередь, может привести к образованию слоя выбуренной породы или накоплению обломков на нижней стороне скважины, что повышает риск прихвата трубы. Скольжение также снижает имеющуюся мощность для вращения долота, что в сочетании с трением скольжения уменьшает скорость проходки и повышает вероятность прихвата под действием перепада давлений. В стволах с большим отходом от вертикали силы трения могут расти до тех пор, пока осевой нагрузки не станет недостаточно для преодоления торможения бурильной колонны о стенки скважины. Это делает дальнейшее бурение невозможным и оставляет ряд объектов бурения вне пределов досягаемости. Кроме того, смена режима бурения со скользящего на роторный и обратно может создавать волнообразные неровности или резкие изгибы ствола, что повышает его извилистость, тем самым увеличивая трение в процессе бурения и спуска обсадной колонны или оборудования заканчивания. Такие волнообразные неровности могут также создавать углубления, где будет собираться раствор или обломки породы, препятствуя притоку флюида после заканчивания скважины.

Некоторые из перечисленных проблем были решены в конце 1990-х гг. с созданием роторной управляемой системы (РУС). Управляемые системы роторного бурения (rotary steerable system – RSS) – это системы, в которых долото движется по заданной траектории при непрерывном вращении бурильной колонны. Вращение забойной компоновки обеспечивает эффективную очистку скважины, снижает риск прихватов и, в конечном счёте, позволяет пробурить более протяжённые участки по сравнению с бурением забойным двигателем. Наиболее важная особенность РУС состоит в том, что она обеспечивает непрерывное вращение бурильной трубы, тем самым, исключая необходимость скольжения в ходе наклонно-направленного бурения. Инструменты РУС практически мгновенно реагируют на команды с поверхности, когда буровику необходимо изменить траекторию забоя. На раннем этапе такие системы использовали, главным образом, для бурения скважин с большим отходом от вертикали, в которых возможность протаскивания управляемых двигателей ограничивается трением в стволе скважины. Их применение часто обеспечивало улучшенную скорость проходки и качество ствола скважины по сравнению с прежними системами. Сегодня РУС широко применяют благодаря возможности бурения прямолинейных скважин, промывки ствола и точного контроля параметров бурения.