Способы бурения скважин. Причины и механизм самопроизвольного искривления скважин

     Однако практика бурения  и расчеты показывают, что действие  этих последних причин проявляется  до сравнительно небольшой глубины: от нескольких метров до нескольких десятков метров и в редких случаях – до сотен метров.

 

2.3. Влияние технологических факторов на искривление скважин

     К технологическим  причинам, вызывающим искривление  скважины, следует отнести причины, связанные с технологией бурения, включающей способ бурения, типоразмер долота и забойной компоновки, которые выбирают исход из достигнутого уровня техники, технологии и опыта бурения, а также режим бурения.

     К группе  технологических относятся причины, определяемые непосредственно технологией бурения. Это – основные задаваемые режимные параметры: осевая нагрузка на долото, в меньшей степени частота его вращения и расход бурового раствора. Наибольшие трудности в борьбе с самопроизвольным искривлением скважин встречаются при роторном способе бурения. Вращение бурильной колонны не позволяет отцентрировать ее в стволе скважины, так как центрирующие элементы быстро изнашиваются, и диаметр их уменьшается. Сравнительно легко решаются эти вопросы при бурении забойными двигателями. Но и в этом случае в крутозалегающих анизотропных породах возможно искривление ствола скважины. Переход на реактивно – турбинный способ позволяет практически исключить или свести к минимуму искривление скважин. Таким образом, способ бурения – существенный фактор, влияющий на искривление скважины.

     Кривизна  нижней части бурильной колонны  зависит от стрелы прогиба  ее на длине одной полуволны  сжатия. Наибольшая возможная стрела  прогиба, если пренебречь деформацией  стенок скважины под действием  реальной нагрузки на них, определяется полуразностью диаметров скважины и низа колонны, а величина длины полуволны сжатия – продольной жесткостью низа колонны и осевой нагрузкой. С увеличением осевой нагрузки и стрелы прогиба, уменьшением жесткости кривизна труб возрастает. Соответственно увеличивается и искривление труб.

     Для предупреждения  искривления низ колонны центрируют  в стволе скважины с помощью  различных устройств (центраторов), которые, воспринимая радиальные  усилия от бурильной колонны, передают их на стенки скважины. Если бы низ колонны удалось расположить в стволе скважины концентрично без зазоров между трубами и стенками скважины, а последние были бы совершенно недеформируемы, то при отсутствии боковой фрезерующей силы на долоте искривление было бы исключено. Однако в реальных условиях зазоры имеются, стенки скважины деформируются, причем тем больше, чем выше осевая нагрузка. Поэтому низ бурильной колонны искривляется, вызывая искривление ствола скважины.

     Часто один  и тот же технологический фактор может влиять на искривление в противоположных направлениях. Тогда результирующее влияние будет определяться его преобладающим действием. Так, осевая нагрузка G в ряде случаев может способствовать не увеличению, а снижению искривления. Это может быть при наличии на долоте боковой фрезерующей силы. Влияние осевой нагрузки на искривление в этом случае будет отражаться на механической скорости бурения : если с увеличением G возрастает , то интенсивность искривления, вызываемого фрезерованием стенок, будет уменьшаться.

     Аналогично  проявляется влияние частоты  вращения долота n, расхода и качества бурового раствора. Если эти параметры режима изменяются и при этом повышается , то в режиме бокового фрезерования они способствуют снижению искривления. Увеличение n может способствовать и искривлению.

     Все эти  рассмотренные факторы действуют  в реальных условиях бурения  совместно, поэтому правильнее говорить  о преобладающем влиянии в  каждой конкретной ситуации той или иной группы факторов.

 

3. Контроль пространственного положения  скважин

     При бурении  необходимо знать фактические  координаты ствола скважины для  сопоставления их с проектными. С этой целью осуществляются  замеры зенитного и азимутального углов через определенные интервалы глубин (например, через 20…50 м). Эти работы проводятся обычно после бурения под кондуктор, техническую, эксплуатационную колонны.

     Замеры могут осуществляться  еще и с целью ориентирования  отклоняющихся компоновок.

     Инклинометрические  исследования могут проводиться  как силами буровой бригады, так  и специальными инклинометрическими  партиями, оснащенными необходимым  оборудованием и спец. техникой. Замеры зенитных углов и азимута  осуществляются инклинометрами, глубина замеряется по бурильному инструменту и (или) по длине каротажного кабеля. Инклинометры могут быть двух типов: магнитометрические и гироскопичесие.

     Принцип действия  первых основан на использовании  свойств гравитационного и магнитного полей Земли. Чувствительными элементами у них является отвес и магнитная стрелка. Передача информации может осуществляться по кабелю для многоточечных приборов, либо прочитывается после подъема инклинометра из скважины – для одноточечных приборов. При этом положение магнитной стрелки и лимба-отвеса фиксируется в точке замера часовым механизмом.

     Одноточечными инклинометрами (ЗИ, ИПВ) замеры может осуществлять  буровая бригада. Инклиномеры спускаются  в скважину на стальном тросике. С помощью этих инклиномеров бригада может производить и забойное ориентирование отклонителя.

     Многоточечным инклинометрами  оснащены геофизические партии, обслуживащие буровиков. Многоточечные  инклинометры могут быть непрерывного (ИН1-721, Зенит-40У) и точечного действия (КИТ, КИТА, МИР и др.). Непрерывного действия дают информацию в виде кривых линий, точечного – координаты отдельных точек оси скважины через определенные интервалы глубин (через 10, 20, 50 м).

     Магнитометрические  инклинометры могут использоваться  в открытых стволах либо в диамагнитных трубах (сплавы Д16Т, 1Х18Н9Т).

     Вблизи металлических  предметов либо в искаженных  магнитных полях (магнитные аномалии) наблюдается девиация магнитной  стрелки, что влечет ошибки в  замерах азимута.

     Этих недостатков  лишены гироскопические инклинометры, в конструкции которых заложен принцип вращающегося с большой скоростью (до 20000 об/мин) «волчка», сохраняющего положение своей оси независимо от поворота корпуса. Ось гироскопа имеет три степени свободы за счет карданной подвески. С помощью гироскопических инклинометров можно определять с большой точностью как зенитные и азимутальные углы, так и координаты на месте измерения (широту и долготу). Причем замеры можно производить в обсаженных скважинах, в любых бурильных трубах, в железорудных шахтах и т. д.

     В табл. 1 приведены  характеристики некоторых магнитометрических  инклинометров с кабельным каналом  связи.

Таблица 1

Тип инклинометра	Зенитный угол		Азимут		Диаметр скваж. Прибора, мм	Максимальная t, градус	Максимальное давление, МПа
	Диапазон измер., градус	Погрешность, минут	Диапазон измер., градус	Погрешн., градус
КИТ	3-50	30	0-360		60	120	60
КИТА	3-50		0-360		74	120	120
ИМ-1	3-75		0-360		73	180	150
ИН1-721	3-100		0-360		73	120	60
МИ-30	3-50		0-360		30	130	80
МИР-36	3-45		0-360		36	80	20
Зенит-40У	2-70		-	-	-	80	15
ИГ-50* ИГМ-73	2-60 0-180		0-360 0-360		50 73	60 120	15 60

 

     Примечание: * - инклинометры ИГ-50 и ИГМ-73 гироскопические. Погрешность измерения азимута приведена для зенитных углов, больших . Инклинометры ИН1-721 и «Зенит-40У» осуществляют непрерывную регистрацию.

     В практике  бурения наклонных скважин в Башкортостане успешно применяются электробуры с телеметрической системой СТЭ. Система СТЭ позволяет контролировать в процессе бурения величины зенитных, азимутальных углов и положение отклонителя, а также некоторые режимные параметры.

    Комплект СТЭ включает следующие узлы: глубинный блок телеметрической системы (БГТС), глубинное измерительное устройство (УГИ), наземный пульт телеметрической системы (НПТС), наземное измерительное устройство (УНИ), присоединительный фильтр (ФП).

      Схема компоновки аппаратуры СТЭ показана на рис. 3.

Рис. 3 Схема компоновки узлов СТЭ:

1 – вертлюг; 2 – токоприемник; 3 – ведущая труба; 4 – ротор  буровой установки; 5 – бурильная  колонна; 6 – забойная аппаратура  телесистемы; 7 – электробур; 8 –  механизм искривления; 9 – долото; 10 – станция управления и защиты электробура; 11 – пульт управления; 12 – приемно-регистрирующее устройство СТЭ

     Она включает  скважинное измерительное устройство  и наземное приемно-регистрирующее  устройтво. Герметичный контейнер  с глубинной аппаратурой устанавливается над электробуром. В контейнере находятся датчики и электронные преобразователи. Информация передается по проводному каналу связи на поверхность. В приемном устройстве сигналы, полученные с забоя, преобразуются и поступают на приоры, шкалы которых градуированы в значения измеряемых величин. Система СТЭ рассчитана на работу при гидростатическом давлении до 80 МПа и температуре окружающей среды до С. Пределы измерения: зенитный угол 0- , азимут 0- , угол положения отклонителя 0- , относительная погрешность %. Напряжение питания 800-1700 В, потребляемая мощность 200 Вт.

     Геометрические  размеры и масса глубинных приборов СТЭ приведена в табл. 2.

Таблица 2

Техническая характеристика приборов СТЭ

Показатель	СТЭ 164	СТЭ 185	СТЭ 215
Присоединительная резьба	3-133	3-147	3-171
Диаметр, мм	164	185	215
Общая длина, мм	10 020	10 545	9942
Длина без наружной резьбы, мм	9520	10 045	9512
Масса, кг	900	800	1300

 

     Чувствительные элементы СТЭ работают, используя свойства гравитационного и магнитного полей Земли.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список использованной литературы:

1. Левинсон Л. М., Акбулатов Т. О., Акчурин Х. И. Управление процессом искривления скважин: Учеб. пособие. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000 – 88 с.
2. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов/А. Н. Попов, А. И. Спивак, Т. О. Акбулатов и др.; Под общей ред. А. И. Спивака. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. – 509 с.
3. http://www.nashstroy.ru
4. http://www. barrell.ru