Технология бурения наклонно направленных скважин

Наклонно направленная скважина отличается от вертикальной заданным смещением конечного забоя  от вертикали и его направлением.

Бурение наклонных скважин возможно турбинным и роторным способами. Собственно искривление ствола скважины достигается применением специальных компоновок низа бурильной колонны, обеспечивающих отклоняющую силу на долоте, или асимметричное разрушение забоя, или то и дру­гое.

Реализация необходимого пространственного  положения ствола скважины достигается  с помощью ориентирования отклоняющих компоновок низа бурильной колонны перед началом и в процессе бурения. В качестве отклоняющих при турбинном бурении применяют компоновки, включающие один или несколько центраторов, два эксцентрично расположенных центратора, эксцентричный ниппель, кривой переводник, специальные отклонители типов ОТ, ОТС, ОТШ. С помощью компоновок с одним или несколькими центраторами можно управлять только значением зенитного угла скважины. Все остальные позволяют изменять также и азимут скважины.

Кривой переводник — толстостенный патрубок с пересекающимися продольными осями присоединительных резьбовых соединений. Наиболее распространенными углами между пересекающимися осями являются 1,5 — 3,5°. Увеличение указанного угла сверх 3,5°, как правило, не приводит к возрастанию темпа набора кривизны. Кривой переводник включается в компоновку обычно между одной секцией турбобура или укороченного турбобура и УБТ. Очевидно, что темп из­менения кривизны зависит от угла перекоса кривого переводника, а также от текущего зенитного угла ствола скважины. В соответствии с Инструкцией по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири (РД 39-2-171—79) при бурении предусмотрена следующая компоновка: долото диаметром 295 мм, турбобур ЗТСШ-240-1, секция или Т12МЗБ-240, кривой переводник, УБТ диаметром 178 мм и длиной 12 мм. Зависимость интенсивности искривления А а от текущего зенитного угла а можно представить в виде:

 

Да = к + Ьа2,

 

где к, Ъ — эмпирические коэффициенты.

 

Возникновение отклоняющей  силы в компоновках с эксцентричным ниппелем достигается за счет монтажа на ниппеле турбобура упругой (резиновой) накладки.

При бурении секционными турбобурами  соединения валов и корпусов верхней  и нижней секций турбобура направлены под углом 1—2°, что и обеспечивает набор кривизны при бурении ствола скважины; отклонители ОТ и ОТС представляют собой искривленный переводник, установленный между ниппелем и корпусом турбобура. Вал при этом выполнен разрезным, радиальной опорой нижней части вала служит ниппель.

Отклоняющие приспособления, применяемые при роторном бурении, и технология бурения наклонно направленных скважин роторным способом имеют свои особенности. В этом случае отклонители используются только в начальный момент для придания стволу нужного направления. Количество установок отклоняющих приспособлений, которые необходимы для обеспечения заданного искривления скважины, определяет способность проходимых пород и их пропластков отклонять ствол скважины от проектного направления. Искусственное искривление ствола скважины осуществляется подбором соответствующих компоновок низа бурильной колонны при определенных режимах бурения. Отклоняющие приспособления (рис. 1.1) также специфичны и представляют собой клиновидные устройства с наклонным направлением для долота. Они имеют полукруглое или V-образное сечение с приспособлениями для крепления в открытом или обсаженном стволе. По конструкции они бывают несъемными неиз-влекаемыми (длина 2,5 —4,5 м), оставляемыми в скважине и извлекаемыми после осуществления процесса бурения в установленном направлении (примерно 15 м нового ствола скважины).

 

Рис. 1.1. Отклоняющие приспособления в роторном бурении:

 

 

а — работа с отклоняющим  клином: 1 — установка клина, 2 —  забуривание ствола, 3 — извлечение клина, 4 — расширение ствола;

б — работа с шарнирным  отклонителем: 1 — установка отклонителя, 2, 3 — забуривание ствола, 4 — расширение ствола.

 

 

 

Неизвлекаемые отклонители  применяют в обсаженных скважинах. Сверху они имеют раструб для  направления долота и устройства для крепления в скважине.

Извлекаемые отклонители  характеризуются наличием (для их подъема) в верхней части муфты  диаметром, равным диаметру нижней части  долота, а в нижней — остроконечного выступа, внедряющегося в породу на забое и препятствующего вращению отклонителя.

Для стабилизации и уменьшения зенитного утла скважины как в роторном, так и турбинном (электро-) бурении применяются компоновки с различным числом центраторов и их расположением.

Проектирование наклонно направленных скважин сводится к  выбору типа профиля (вертикальной и горизонтальной проекций), расчету траектории положения оси скважины в пространстве, выбору компоновок для реализации расчетного профиля и режима бурения.

Профили скважины могут  проектироваться в одной плоскости  — это обычный тип профиля  и с учетом пространственного искривления — профиль пространственного типа. Последние используются, к сожалению, реже и их применение связывается со сложными геологическими условиями бурения, влияние которых на самопроизвольное искривление велико.

 

Разработан и запатентован способ бурения скважин с заранее заданными устьем и конечным участком ствола. Это позволяет обеспечить кустовое бурение горизонтальных скважин независимо от технологической схемы разработки месторождения. Для осуществления способа по заданным параметрам устья и конечного участка создается оптимальная математическая модель траектории ствола. Траектория разрабатывается таким образом, что большая часть бурильной колонны находится в растянутом состоянии и только на конечном участке набора угла и на горизонтальном участке – в сжатом.

Разработаны и внедрены алгоритмы и программное обеспечение  проектирования горизонтальных скважин. Программное обеспечение позволяет  также проектировать многоинтервальные  наклонно направленные скважины.

Новейшие алгоритмы и методика обеспечения проектной траектории позволяют с точностью до 0,3 – 0,5 м по вертикали выйти на заданную точку с заданными угловыми параметрами. Программное обеспечение позволяет провести расчеты траектории следующими методами: средних углов, минимальных радиусов, кольцевых дуг. Одновременно производится расчет радиусов кривизны, углов охвата и других параметров.

После выбора объекта  бурения анализируются варианты решения задачи, затем с полученными  результатами мы знакомим наших партнеров  и совместно принимаем решение. Как правило, проводятся скважины со средним радиусом кривизны (100 – 150 метров). Это позволяет без применения специальных технических средств за сравнительно небольшой по вертикали интервал набрать заданные параметры траектории, что снижает вероятность осложнений на искривленном участке и уменьшает интервал контроля траектории навигационными приборами.

Имеется опыт технологического сопровождения проводки горизонтальных скважин с использованием различных  типов телеметрических систем и  забойных двигателей. Можем скомплектовать и изготовить наиболее подходящую для Вас компоновку низа бурильной колонны, включая телеметрическую систему.

Технология отработана на десятках скважин месторождений  Удмуртии, Башкирии, Казахстана, Пермской области, Севера Европейской части России, Сахалина, Восточной Сибири и т.д.

 

 

Некоторые профили скважин