Наклонно-направленное бурение нефтяных и газовых скважин

Для стабилизации зенитного угла рекомендуется применять одну из трех приведенных ниже компоновок:

долото, наддолотный калибратор, стабилизатор на корпусе турбобура, турбобур и УБТ;

долото, наддолотный калибратор, турбобур с накладкой, приваренной к его корпусу или установленной на верхний переводник шпинделя, УБТ;

долото, наддолотный калибратор, турбобур с установленным между ниппелем и корпусом шарошечным стабилизатором, УБТ.

4. Ориентированный спуск инструмента в скважину.

 

Бурение наклонной скважины по заданному профилю возможно в том случае, когда отклонитель точно ориентируется в проектном азимуте. Ориентировать отклонитель можно в процессе спуска бурильной колонны путем контроля за положением после навинчивания каждой свечи — ориентированный спуск (так называемый прямой метод) и после спуска бурильной колонны с использованием специальных приборов, фиксирующих положение плоскости искривления отклонителя ("лица") по отношению к плоскости искривления скважины (забойное ориентирование или косвенный метод). Следовательно, ориентированный спуск бурильной колонны можно применять при любом значении зенитного угла, а забойное ориентирование — в тех случаях, когда скважина имеет такой зенитный угол, при котором с достаточной точностью фиксируется положение плоскости скважины (обычно а > 5°). Забойное ориентирование осуществляется быстрее и проще, поэтому при а >5° ориентированный спуск бурильной колонны применять не следует.

Ориентированный спуск бурильной  колонны осуществляется несколькими способами, из которых большое распространение вследствие простоты и достаточной для практической цели точности получил "метод меток".

Методика ориентированного спуска сводится к следующему. Перед началом спуска на каждую бурильную трубу наносят метки, располагая их по одной образующей. Для этого применяют специальные шаблоны: шаблон с уровнем, предложенный А.М. Григоряном (рис. 10.47, а), или шаблон ОБШН (рис. 10.47, б).

 

 

 

Бурильную трубу выкатывают на мостики и на один из замков устанавливают  шаблон ОБШН. Перемещая шаблон вокруг оси бурильной трубы, совмещают  пузырек уровня с центральными делениями  на пробирке. В этот момент вдоль  скоса, размер которого соответствует размеру данной трубы, прочерчивают линию. Затем шаблон переносят на другой замок трубы, следя за тем, чтобы положение трубы было неизменным. Шаблон снова устанавливают с той же стороны от оси трубы и повторяют ту же операцию. Операции с шаблоном Григоряна производят аналогично описанному выше, только линию прочерчивают по среднему острию шаблона. По прочерченным линиям секачом или путем наварки наносят метки. Все другие метки на трубе должны быть ликвидированы.

На буровой нужно иметь  столько труб с метками, сколько  требуется их для спуска до глубины  искривления, и дополнительно семь — восемь труб для наращивания в процессе работы.

До начала ориентированного спуска необходимо также двумя реперами (колышками) вне скважины отбить направление проектного азимута искривления ствола скважины.

Для удобства работы это  направление следует зафиксировать на неподвижной части ротора.

Собирают низ бурильной  колонны: долото, турбобур и отклонитель. При турбобуре, установленном в клиньях или на элеваторе, плоскость действия отклонителя ориентируют по заданному азимуту, пользуясь зафиксированной меткой на роторе. Во время спуска колонны в скважину на нижнем замке бурильной трубы, навинченной на отклонитель и закрепленной машинными ключами, наносят крестовую метку точно против риски, имеющейся на поверхности отклонителя. При помощи угломера (рис. 10.48, а) измеряют величину дуги между меткой, находящейся на замке бурильной трубы, и вновь намеченным крестом (в направлении от метки к кресту).

После спуска на верхнем  замке бурильной трубы (свечи) от метки в ту же сторону откладывают  замеренную величину дуги и наносят  новый крест. Навинтив и закрепив машинными ключами следующую трубу (свечу), на ее нижнем замке точно против креста на нижней трубе ставят крест и измеряют величину дуги между меткой и вновь нанесенным крестом. Эту величину переносят на верхний замок (свечи), снова ставят крест и т.д.

Крест на верхнем замке  последней трубы (свечи) укажет направление  отклонителя в скважине.

После навинчивания и закрепления  машинными ключами ведущей бурильной  трубы положение одного из ее углов  ( рис. 1 0.48, б) сносят мелом на неподвижную часть стола ротора при помощи шаблона. Другим таким же шаблоном, не изменяя положения бурильной колонны, на неподвижную часть стола ротора сносят также положение креста с верхнего замка свечи. Затем стальной рулеткой измеряют расстояние между этими метками в направлении от первой ко второй. После этого метки стирают. Бурильную колонну спускают так, чтобы можно было заложить и закрыть малые вкладыши ротора. На неподвижную часть ротора вновь сносят положение того же угла ведущей бурильной трубы. От полученной метки откладывают ранее замеренное расстояние (в ту же сторону). Эту метку, указывающую положение плоскости отклонителя, переносят на подвижную часть ротора. Поворачивая ротор по ходу часовой стрелки, отклонитель устанавливают в требуемом положении и ротор запирают. Чтобы снять упругие деформации кручения в бурильных трубах, бурильную колонну несколько раз приподнимают на 2 — 3 м и опускают.

Описанный метод ориентированного спуска отклонителяя может быть использован не только для первого спуска, но и всех последующих. Для определения положенияя отклонителя на забое при втором и последующих спусках при помощи крестовых меток фиксируют, насколько не сходятся ранее нанесенные кресты на замках смежных труб (свечей). Величину расхождения крестов в нарастающем порядке откладывают на полоске бумаги от произвольной отметки "нуль". Справа — перевороты, слева — недовороты (рис. 10.49).

После окончания спуска бурильной  колонны по полоске бумаги определяют разность переворотов и   недоворотов. Величину этой разности, когда переворотов больше, чем недоворотов, откладывают по дуге от креста замка верхней трубы против хода часовой стрелки и сносят эту отметку на ротор. В случае превышения недоворотов величину разности откладывают по дуге замка по ходу часовой стрелки и сносят эту метку на ротор.

Во время подъема бурильные  свечи устанавливают за палец в той же последовательности, в какой они были в скважине.

При наращивании колонны  в процессе бурения на вновь спускаемых трубах набивают кресты и отклонитель ориентируют так же, как указывалось выше

Рис. 10.49. Схема  фиксирования недохода и перехода методик через условный нуль.

 

 

 

 

5. Определение оптимального числа скважин в кусте.

 

 В установившейся практике бурения основной критерий при определении числа скважин в кусте — свободный суммарный дебит скважин и газовый фактор нефти. Эти показатели определяют пожаро – опасность скважины при открытом фонтанировании и зависят от технического уровня средств пожаротушения. В настоящее время в качестве исходных нормативов принят суммарный свободный дебит' скважины 5000 т/сут и газовый фактор не более 200 м³/м³.

По Н. С. Тимофееву, рациональным является кустовое бурение при соблюдении неравенства

 

      (12.5)

 

где С₁ — стоимость основания под одну скважину;  C_n – стоимость основания под куст, состоящий из п скважин: — суммарная стоимость лишней проходки наклонных скважин куста; — дополнительные затраты на бурение наклонным способом; п — число группируемых скважин.

 

6. Определение рациональной длины горизонтального участка скважины.

Проектирование горизонтальной скважины целесообразно начинать с определения протяжености, формы и направления горизонтального участка скважины. Эти параметры зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, его толщины и литологии, распределения горной породы по твердости и устойчивости разреза.

Эксплуатационная характеристика пласта должна включать:

• запасы нефти, добыча которых  вертикальными или наклонными скважинами затруднена или практически невозможна;

• пластовое давление;

• направление трещиноватости;

• состояние разработки залежи;

• близость водоносных пластов;

• режим работы пласта;

• способы эксплуатации и предполагаемая частота, причины  и характер ремонтов;

• эффективность других методов интенсификации добычи и  методов увеличения нефтеотдачи.