Телеметрические системы для горизонтального участка бурения скважин.
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ
ФГБОУ ВПО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА ИМ. М.С. ГУЦЕРИЕВА
КАФЕДРА «БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН»
Системы автоматизации технологических процессов бурения скважин на нефть и газ.
Вариант №5.
Выполнил:
студент 3 курса
группы ЗССПБ-21.03.01Б-36 (К)
Панков В.Н.
Проверил:
А.Я. Волков
УдГу 2017
Содержание контрольной работы:
1. Системы автоматизации технологических процессов бурения скважин на нефть и газ. (Станция контроля процесса бурения Леуза-2).
2. Телеметрические системы для горизонтального участка бурения скважин.
3. Геофизические методы исследования параметров пласта в процессе бурения скважин.
1. Системы автоматизации технологических процессов бурения скважин на нефть и газ.
Автоматизация технологического процесса составляет важную часть
научно-технического прогресса в проведении геологоразведочных работ.
Теоретические исследования в области совершенствования управления
процессом бурения и его оптимизации получили новые возможности
практической реализации с появлением управляющей микропроцессорной
техники и созданием на ее основе систем автоматизированного управления.
В отрасли в течение ряда лет проводятся исследования по созданию
микропроцессорных систем автоматизированного управления
геологоразведочным бурением, реализующие методы и средства
универсального, многофункционального управления, способного в отличие
от жестких аналоговых решений осуществлять гибкую технологию бурения.
Разнообразные образцы систем автоматизированного управления
процессом бурения разведочных скважин на твердые полезные ископаемые
позволяют не только управлять процессом бурения в реальном времени по
любому из известных алгоритмов, но и собирать, накапливать и
обрабатывать информацию о процессе бурения, а также диагностировать
работоспособность отдельных узлов и механизмов.
Автоматизация технологических процессов на основе современной
техники должна обеспечить интенсификацию производства, повышение
качества и снижение себестоимости продукции.
Необходимость этого вытекает из анализа производственной
деятельности геологоразведочных организаций по выполнению плановых
заданий. Несмотря на то, что внедрение современного оборудования,
инструментов, прогрессивной технологии бурения, средств механизации и
автоматизации отдельных операций, совершенствование организации труда
в целом обеспечило выполнение этих заданий, в разведочном бурении
остаются значительные резервы повышения производительности труда и
улучшения его технико-экономических показателей. Эти резервы
заключаются, прежде всего, в оптимизации и автоматизации оперативного
управления процессом бурения скважин и в совершенствовании
организации работ.
Сегодня, в условиях интенсифицированного производства, возросших
скоростей бурения резко повысилась физическая нагрузка на буровой
персонал. Учитывая также и тенденцию к росту глубин бурения
разведочных поисковых скважин, можно утверждать, что возросли
психологическая нагрузка и ответственность за решения, принимаемые
бурильщиком в процессе бурения. Уже сейчас время простоев из-за
неправильных технологических решений в процессе бурения составляет 5-
7% общего баланса рабочего времени.
Процесс бурения, особенно глубоких скважин, протекающий в
условиях значительной неопределенности, подвергается сильным и
непредсказуемым возмущающим воздействиям, основа которых – как
горно-геологические, так и технико-технологические факторы. Буровики
знают насколько проектный геологический разрез может отличаться от
фактического, а следовательно, проектная технология бурения – от
фактической. Бурильщику приходится отступать от проектной технологии,
использовать свой опыт, знания, интуицию, чтобы вовремя обнаружить
изменение категории буримости пород, неблагоприятную технологическую
ситуацию; хорошие мастера работают на грани искусства. Поэтому научить
бурить хорошо, не задавать проектные параметры режимов бурения, а
варьировать ими в зависимости от условий очень сложно. Намного быстрее
и дешевле научить бурильщика пользоваться системой
автоматизированного управления процессом бурения, которая будет
выбирать и поддерживать оптимальные режимы бурения в соответствии с
заданными критериями оптимальности и в рамках установленных
ограничений. С помощью систем автоматизированного управления можно
более жестко нормировать процесс бурения, широко внедрять передовые
технологии бурения.
Устройство сбора и первичной обработки информации о состоянии
процесса бурения является неотъемлемой частью автоматизированной
системы управления этим процессом.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Станция контроля процесса бурения Леуза-2.
|
|
|
Назначение - непрерывный контроль и регистрация технологических параметров процесса бурения с целью оперативного управления бурением и оптимальной, безаварийной проводки скважины.
Область применения - бурение скважин на нефть и газ. Контроль процесса бурения. Геолого-технологические исследования скважин. Удаленный мониторинг скважин.
Оснастив буровые станциями "Леуза-2" и используя систему удаленного мониторинга скважин "RT-Leuza", вы сможете наблюдать ход бурения ваших скважин в реальном времени и вносить коррективы, находясь в своем офисе.
Состав:
1. Датчики технологических параметров бурения:
· Датчик глубины.
Предназначен для определения глубины скважины в процессе бурения. Принцип действия - датчик преобразует угол поворота буровой лебедки в импульсы, прямо пропорциональные перемещениям крюкоблока. Крепление - датчик устанавливается на станине буровой лебедки. Произвести соединение шкива датчика с валом лебедки, тросиком, входящий в комплект датчика. Угол поворота буровой лебедки передается к датчику с помощью клиноременной передачи.
· Датчик плотности ПЖ в приёмной ёмкости.
Предназначен для измерения плотности промывочной жидкости (ПЖ) в приемной емкости. Принцип действия - Работа датчика основана на измерении выталкивающей силы, действующей на гирю, погруженную в буровой раствор, с применением тензометрического датчика усилий (линейного перемещения). Величина перемещения изменяется пропорционально плотности ПЖ. Крепление - датчик крепится с помощью крепёжного приспособления к верхней кромке ёмкости, подвешенная гиря опускается в ПЖ.
· Датчик давления ПЖ на входе.
Предназначен для измерения давления промывочной жидкости (ПЖ) на входе. Принцип действия - Датчик представляет собой тензометрический преобразователь давления. Крепление - Датчик подключается к нагнетательной линии через средоразделитель штатного манометра на буровой с помощью тройника.
· Датчик оборотов ротора.
Предназначен для измерения оборотов ротора. Принцип действия - основным исполнительным узлом датчика оборотов ротора является индуктивный датчик, который срабатывает от приближения металла, выдавая импульсы кратно оборотам вала ротора. Крепление - датчик размещается в непосредственной близости от карданного привода и крепится с помощью крепежного механизма, входящего в состав датчика.
· Датчик нагрузки на крюке.
Предназначен для измерения нагрузки на крюке. Принцип действия датчика основан на измерении силы натяжения талевого каната на "мертвом" конце с применением тензометрического датчика усилий. Крепление - датчик устанавливается на неподвижном конце талевого каната.
· Датчик уровня ПЖ в приёмной ёмкости поплавковый.
Предназначен для измерения уровня промывочной жидкости (ПЖ) в приемной емкости. Принцип действия - Уровень в емкости измеряется по углу отклонения штока с поплавком. Возможна перенастройка диапазонов измерений в широких пределах. Крепление - Датчик крепится к верхней кромке приемной ёмкости с помощью прилагаемого крепёжного приспособления; поплавок опускается в промывочную жидкость в середине ёмкости.
· Датчик уровня ПЖ в приёмной/ доливочнойй ёмкости (герконовый).
Предназначен для измерения уровня промывочной жидкости (ПЖ) в приемной емкости. Принцип действия - основан на выдаче сигнала стандартного уровня при изменении поплавка в емкости относительно штанги. Крепление - Датчик крепится к емкости с использованием прилагаемых хомута и уголка
· Индикатор потока (расхода) ПЖ на выходе.
Предназначен для измерения потока (расхода) промывочной жидкости (ПЖ) на выходе из скважины. Принцип действия -Поток измеряется по углу отклонения измерительной лопатки. Крепление - индикатор устанавливается на стенке желоба с помощью крепёжного приспособления, прилагаемого к датчику.
· Датчик крутящего момента на роторе.
Предназначен для измерения крутящего момента на роторе. Принцип действия - Датчик измеряет реактивный момент редуктора привода роторного стола с помощью тензометрического преобразователя усилий. Крепление - датчик устанавливается как стягивающее звено между основанием и роторным столом.
· Датчик ходов насоса.
Предназначен для измерения ходов бурового насоса. Принцип действия - основным исполнительным узлом датчика ходов насоса является индуктивный датчик, который срабатывает от приближения металла, выдавая импульсы кратно ходам насоса. Крепление - датчик крепится к корпусу насоса с помощью крепежного механизма, входящего в комплект датчика.
· Датчик электропроводности ПЖ на выходе.
Предназначен для измерения электропроводности промывочной жидкости (ПЖ). Принцип действия датчика основан на измерении электропроводности жидкостного витка связи индукционным трансформаторным методом. Крепление - в желобе с помощью крепежного приспособления, прилагаемого к датчику.
· Расходомер электромагнитный РГР-100.
Предназначен для измерения расхода промывочной жидкости (ПЖ) на входе в скважину. Принцип действия - основан на явлении электромагнитной индукции. Расходомер состоит из двух преобразователей: первичного и передающего, соединенных между собой в единый блок. Исполнение - взрывозащищенное.
Крепление - монтаж первичного преобразователя осуществляется в напорную линию.
· Датчик плотности ПЖ бесконтактный на входе.
Предназначен для измерения плотности бурового раствора на входе циркуляционной системы. Метод измерения плотности состоит в регистрации изменения интенсивности гамма-излучения в зависимости от плотности жидкости в емкости и нагнетательной линии циркуляционной системы. Состав: блок детектирования, микропроцессорный блок обработки информации, устройство крепления. Крепление - датчик плотности крепится к трубе с использованием прилагаемого приспособления для крепления.
· Датчик плотности ПЖ бесконтактный на выходе.
Предназначен для измерения плотности бурового раствора на выходе из скважины. Метод измерения плотности состоит в регистрации изменения интенсивности гамма-излучения в зависимости от плотности жидкости в трубопроводе. Состав: блок детектирования, микропроцессорный блок обработки информации, устройство крепления.
2. Пульт бурильщика (с сигнальным устройством) 
Количество контролируемых параметров: от 8; уровень входных сигналов, В: 0-5; 0-10; габариты, мм: 600×400×120; температура окружающей среды, °С: -45...+50.
3. Рабочее место оператора
компьютер (ноутбук); принтер; программы:
Регистрация; DrillRep; GeoData и др.
4. Технические средства беспроводной передачи данных с пульта бурильщика на компьютер - устройство беспроводной передачи/приема данных (комплекс: радиомодем-антенна-кабель) - 2 шт. (Дальность действия - 1,5 км в прямой видимости).
5. Технические средства и ПО передачи данных с буровой - модем (радиомодем, GSM-модем); программное обеспечение приема/передачи данных.
Выносной пульт бурильщика осуществляет сбор и визуализацию информации с датчиков. Компьютер на рабочем месте мастера (оператора) в автоматическом режиме принимает и обрабатывает информацию с пульта бурильщика и позволяет оперативно решать задачи по контролю и управлению процессом бурения. Регистрируемая информация накапливается в базе данных реального времени.
Система регистрации распознает в автоматическом режиме аварийные ситуации и сигнализирует о них, включая сигнальное устройство.
Телеметрические системы для горизонтального участка бурения скважин.
При бурении все скважины по различным причинам в той или иной мере отклоняются от первоначально заданного направления. Этот процесс называется искривлением. Непреднамеренное искривление называется естественным, а искривление скважин с помощью различных технологических и технических приемов - искусственным.
Вообще искривление скважин сопровождается осложнениями, к числу которых относятся более интенсивный износбурильных труб, повышенный расход мощности, затруднения при производстве спуско-подъемных операций, обрушение стенок скважины и др. Однако в ряде случаев искривление скважин позволяет значительно снизить затраты средств и времени при разработке месторождений нефти и газа. Таким образом, если искривление скважины нежелательно, то его стремятся предупредить, а если оно необходимо, то его развивают. Этот процесс называется направленным бурением, которое может быть определено как бурение скважин с использованием закономерностей естественного искривления и с помощью технологических приемов и технических средств для вывода скважины в заданную точку. При этом искривление скважин обязательно подвергается контролю и управлению.
В процессе бурения направленной скважины необходимо знать положение каждой ее точки в пространстве. Для этого определяются координаты ее устья и параметры трассы, к которым относятся зенитный угол Q, азимут скважины a (рис. 7.1) и ее длина L.
Зенитный угол - это угол между осью скважины или касательной к ней и вертикалью. Азимут - это угол между направлением на север и горизонтальной проекцией касательной к оси скважины, измеренный по часовой стрелке. Длина скважины - это расстояние между устьем и забоем по оси.
Проекция оси скважины на вертикальную плоскость называется профилем, а на горизонтальную - планом.
Вертикальная плоскость, проходящая через ось скважины, или касательную к ней, называется апсидальной.
При выполаживании скважины происходит увеличение зенитного угла (бурение с подъемом угла), а при выкручивании - уменьшение (бурение с падением угла). При искривлении скважины влево азимут ее уменьшается, а вправо - увеличивается.
Темп отклонения скважины от ее начального направления характеризуется интенсивностью искривления i, которая может быть определена как для зенитного iQ, так и азимутального ia искривления
iQ = (Qк - Qн)/L,
ia = (aк - aн)/L,
где Qн и aн - соответственно начальные зенитный и азимутальный углы на определенном интервале скважины, град; Qк и aк - то же для конечных углов интервала, град; L - длина интервала скважины, м.
Если скважина искривляется с постоянной интенсивностью и только в апсидальной плоскости, то ее ось представляет собой дугу окружности радиусом R, величина которого может быть определена по формуле
R = 57,3/i
Следует отметить, что интенсивность азимутального искривления существенно зависит от зенитного угла скважины и при малых зенитных углах может достигать весьма значительных величин, а это не дает полного представления о положении скважины. Для оценки общего искривления служит угол пространственного искривления j, показанный на рис. 7.2. В случае, если бы скважина, имеющая в точке А зенитный угол Qн и азимут aн, не искривлялась, то забой ее оказался бы в точке В, но за счет искривления фактически забой оказался в точке С, зенитный угол стал равным Qк, а азимут aк. Угол ВАС и является углом пространственного искривления. Величина его аналитически определяется по формуле
j = arccos [cos Qн . cos Qк + sin Qн. sin Qк . cos(aк - aн)]
С достаточной степенью точности этот угол может быть определен по формуле М.М. Александрова
j = [DQ2 + (Da . sin Qср)2]0,5,
где DQ и Da - соответственно приращения зенитного и азимутального углов на интервале, град; Qср - средний зенитный угол интервала, град.
Интенсивность пространственного искривления ij определяется по формуле
ij = j/L,
где L - длина интервала, для которого определен угол пространственного искривления, м.
Величина ij не может быть больше интенсивности искривления для тех или иных средств направленного бурения, определяемых их технической характеристикой.
Кроме указанных величин направленные скважины характеризуются величиной отхода (смещения) S и глубиной по вертикали h. Отход - длина горизонтальной проекции прямой, соединяющей устье и забой скважины. Глубина по вертикали - длина вертикали, соединяющей устье с горизонтальной плоскостью, проходящей через забой скважины (рис. 7.1).
Отклонение скважин от проектного положения может происходить вследствие неправильного заложения оси скважины при забуривании или искривления в процессе бурения. В первом случае имеют место причины субъективного характера, которые могут быть легко устранены. Для этого необходимо обеспечить соосность фонаря вышки, проходного отверстия ротора и оси скважины; горизонтальность стола ротора, прямолинейности ведущей трубы, бурильных труб и УБТ согласно техническим условиям.
Во втором случае действуют объективные причины, связанные с неравномерным разрушением породы на забое скважины. Каждая из этих причин проявляется в виде сил и опрокидывающих моментов, действующих на породоразрушающий инструмент. Все эти силы и моменты могут быть приведены к одной равнодействующей и главному моменту. При этом возможны четыре случая.
1. Все силы приводятся к равнодействующей, совпадающей с осью скважины, момент отсутствует (рис. 7.3, а). В этом случае обеспечивается бурениепрямолинейной скважины. Таким образом, если искривление нежелательно, то необходимо создать вышеприведенные условия, что, однако, трудно достижимо.
2. Все силы приводятся к равнодействующей, направленной под углом к оси скважины, момент отсутствует (рис. 7.3, б). Под действием боковой составляющей равнодействующей силы происходит фрезерование стенки скважины, а следовательно, искривление. Интенсивность искривления зависит от физико-механических свойств пород, боковой фрезерующей способности долота, механической скорости бурения и других факторов. Следует отметить, что при искривлении только за счет фрезерования стенки скважины имеют место резкие перегибы ствола, что приводит к посадкам инструмента при спуске и требует дополнительной проработки скважины.
3. Все силы приводятся к равнодействующей, совпадающей с осью породоразрушающего инструмента и к опрокидывающему моменту относительно его центра (рис. 7.3, в). Вследствие этого между осью скважины и осью инструмента образуется некоторый угол d, в результате чего и происходит искривление. Интенсивность искривления в этом случае практически не зависит от физико- механических свойств горных пород и фрезерующей способности долота, ось скважины представляет собой плавную линию близкую к дуге окружности, что облегчает все последующие работы.
4. Все силы приводятся к равнодействующей, не совпадающей с осью скважины, и к опрокидывающему моменту (рис. 7.3, г). В этом случае искривление скважины происходит за счет совместного действия фрезерования стенки скважины и наклонного положения инструмента относительно оси скважины.
Возникновение вышеуказанных сил и моментов, действующих на породоразрушающий инструмент, происходит из-за множества причин, не все из которых известны. Все они условно могут быть подразделены на три группы - геологические, технологические и технические.
ОБЩИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН.
Анализ искривления скважин показывает, что оно подчиняется определенным закономерностям, но для разных месторождений они различны и могут существенно отличаться. Однако можно сформулировать следующие общие закономерности искривления.
1. В большинстве случаев скважины стремятся занять направление, перпендикулярное слоистости горных пород. По мере приближения к этому направлению интенсивность искривления снижается (рис. 7.4).
2. Уменьшение зазора между стенками скважины и инструментом приводит к уменьшению искривления.
3. Места установки центрирующих элементов и их диаметр весьма существенно влияют на направление и интенсивность зенитного искривления.
4. Увеличение жесткости инструмента уменьшает искривление скважины, поэтому скважины большего диаметра искривляются менее интенсивно, чем скважины малого диаметра.
5. Увеличение осевой нагрузки приводит к увеличению интенсивности искривления, а повышение частоты вращения колонны бурильных труб - к снижению искривления.
6. Направление и интенсивность азимутального искривления зависят от геологических факторов.
7. Абсолютная величина интенсивности азимутального искривления зависит от зенитного угла скважины. С его увеличением интенсивность азимутального искривления снижается.
ИЗМЕРЕНИЕ ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН.
В процессе бурения необходим постоянный контроль за положением оси скважины в пространстве. Только в этом случае можно построить геологический разрез и определить истинные глубины залегания продуктивных пластов, определить положение забоя скважины и обеспечить попадание его в заданную проектом точку. Для этого необходимо знать зенитные и азимутальные углы скважины и глубины их измерений. Такие замеры производятся с помощью специальных приборов, называемых инклинометрами.
По способу измерения и передачи информации на поверхность инклинометры подразделяются на забойные, производящие измерения и передачу информации в процессе бурения, автономные приборы, опускаемые внутрь колонны бурильных труб и выдающие информацию только после подъема инструмента, и инклинометры, опускаемые в скважину на кабеле или тросе.
В первом случае информация от забойных датчиков по каналу связи передается на поверхность, где и расшифровывается. В настоящее время используются как проводные, так и беспроводные каналы связи. Проводной канал связи широко используется с электробурами, так как в этом случае возможна передача сигнала с забоя по силовому кабелю. На этом принципе работает телесистема СТЭ. Существуют системы с встроенными в каждую бурильную трубу кабелями, соединяемые разъемами, линии с индукционной связью и линии из цельного сбросового кабеля. Такие линии связи обеспечивают высокую передающую способность, но они достаточно дороги, осложняют спуско-подъемные операции, имеют низкую стойкость из-за износа кабеля, создают помехи при ликвидации обрывов бурильных труб.
К беспроводным каналам связи относятся гидравлический, электрический, акустический и некоторые другие. В гидравлическом канале информация передается по промывочной жидкости в виде импульсов давления, частота, фаза или амплитуда которых соответствует величине передаваемого параметра. Беспроводный электрический канал связи основан на передаче электрического сигнала по породе и колонне бурильных труб. Однако в этом случае с увеличением глубины скважины происходит значительное затухание и искажение сигнала. На этом принципе работает система ЗИС-4 и ее модификации. Другие каналы связи пока не находят широкого применения.
Забойные инклинометрические системы позволяют постоянно контролировать положение скважины в пространстве, что является их бесспорным преимуществом. Кроме замеров зенитного угла и азимута с помощью таких систем одновременно измеряются непосредственно на забое скважины и другие параметры процесса бурения, а также характеристики проходимых пород. Однако применение телеметрических систем существенно увеличивает себестоимость работ.
Автономные инклинометры опускаются (бросаются) внутрь колонны бурильных труб и производят измерение зенитного угла и азимута в процессе бурения, но информация на поверхность не передается, а хранится в памяти прибора и считывается из нее после подъема колонны бурильных труб. Разрешающим сигналом для замера является, как правило, остановка процесса бурения, а при бурении инклинометр отключается. За один спуск инструмента может быть произведено до 50 замеров в зависимости от типа инклинометра.
Наибольшее распространение в настоящее время у нас в стране получили инклинометры, опускаемые в скважину на кабеле. При их применении на замеры параметров искривления требуется дополнительное время, но такие инклинометры просты по конструкции и имеют низкую стоимость. По способу измерения азимута их можно подразделить на приборы для измерения в немагнитной среде, в которых азимут измеряется с помощью магнитной стрелки, и приборы для измерения в магнитной среде.
Проектирование профилей наклонно направленных скважин заключается, во-первых, в выборе типа профиля, во-вторых, в определении интенсивности искривления на отдельных участках ствола, и, в-третьих, в расчете профиля, включающем расчет длин, глубин по вертикали и отходов по горизонтали для каждого интервала ствола и скважины в целом.
ТИПЫ ПРОФИЛЕЙ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИХ ВЫБОРУ.
Профиль наклонно направленной скважины выбирается так, чтобы при минимальных затратах средств и времени на ее проходку было обеспечено попадание скважины в заданную точку продуктивного пласта при допустимом отклонении.
Профили скважин классифицируют по количеству интервалов ствола. За интервал принимается участок скважины с неизменной интенсивностью искривления. По указанному признаку профили наклонно направленных скважин подразделяются на двух, трех, четырех, пяти и более интервальные. Кроме того, профили подразделяются на плоские - расположенные в одной вертикальной плоскости, и пространственные, представляющие собой пространственную кривую линию. Далее рассматриваются только плоские профили.
Простейшим с точки зрения геометрии является двухинтервальный профиль (рис. 7.5, а), содержащий вертикальный участок и участок набора зенитного угла. Такой тип профиля обеспечивает максимальный отход скважины при прочих равных условиях, но требует постоянного применения специальных компоновок на втором интервале, что приводит к существенному увеличению затрат средств и времени на бурение. Поэтому такой тип профиля в настоящее время применяется сравнительно редко и только тогда, когда имеет место значительное естественное искривление скважин в сторону увеличения зенитного угла.
Трехинтервальный тип профиля, состоящий из вертикального участка, участка набора зенитного угла и третьего участка, имеет две разновидности. В одном случае (рис. 7.5, б) третий участок прямолинейный (участок стабилизации зенитного угла), в другом (рис. 7.5, в) - участок малоинтенсивного уменьшения зенитного угла. Трехинтервальные профили рекомендуется применять в тех случаях, когда центрирующие элементы компоновок низа бурильной колонны мало изнашиваются в процессе бурения (сравнительно мягкие, малоабразивные породы). Такие типы профилей позволяют ограничить до минимума время работы с отклонителем и при наименьшем зенитном угле скважины получить сравнительно большое отклонение от вертикали.
Четырехинтервальный тип профиля (рис. 7.5, г) включает вертикальный участок, участок набора зенитного угла, участок стабилизации и участок уменьшения зенитного угла. Это самый распространенный тип профиля в Западной Сибири. Его применение рекомендуется при значительных отклонениях скважин от вертикали в случае, если по геолого-техническим условиям затруднено безаварийное бурение компоновками с полноразмерными центраторами в нижних интервалах ствола скважины.
Редко применяемая на практике разновидность четырехинтервального профиля включает в себя четвертый интервал с малоинтенсивным увеличением зенитного угла (рис. 7.5, д), что обеспечивается применением специальных КНБК. Такая разновидность профиля дает достаточно большой отход скважины и вскрытие продуктивного пласта с зенитным углом скважины при входе в него равным 40-60О. Это позволяет увеличить приток нефти в скважину, однако реализация такого профиля технически затруднена.
При большой глубине скважины в четырехинтервальном типе профиля первой разновидности в конце четвертого интервала зенитный угол может уменьшиться до 0О, что при дальнейшем углублении скважины ведет к появлению пятого вертикального интервала (рис. 7.5, е).
Для обеспечения попадания ствола в заданную точку вскрытия продуктивного горизонта в реальной практикебурения, профиль скважины может содержать еще несколько дополнительных интервалов, например, набора зенитного угла, его стабилизации и т. д. Поэтому могут быть шести, семи, и более интервальные профили скважин.
Для всех рассмотренных профилей первый участок вертикальный. Ранее выпускались буровые установки, которые позволяли сразу забурить скважину под некоторым углом наклона. В настоящее время в ряде случаев с использованием современных установок наклонный ствол забуривается путем задавливания направления под зенитным углом 3-5О. Это позволяет значительно сократить затраты времени на ориентирование отклонителей в скважине, так как в наклонном стволе эта операция осуществляется намного проще.
В последнее время все большее распространение получает бурение скважин с горизонтальным участком ствола, что позволяет существенно повысить дебит скважин и нефтеотдачу пластов. В практике буровых работ США такие скважины по типу профиля делятся на четыре категории в зависимости от величины радиуса кривизны при переходе от вертикального участка к горизонтальному (большой, средний, малый и сверхмалый радиусы).
Скважины с большим радиусом кривизны имеют интенсивность искривления от 0,6 до 2 град/10 м. С указанными интенсивностями искривления бурится подавляющее большинство наклонно направленных скважин в Западной Сибири. Длина горизонтальной части ствола в этом случае может быть весьма значительной и определяется, главным образом, только сопротивлением продольному перемещению бурильной колонны. Такой тип профиля скважин наиболее подходит для морских месторождений, когда требуется обеспечить добычу из пласта, находящегося на большом расстоянии от платформы.
Интенсивность искривления при бурении со средним радиусом кривизны составляет от 2 до 6 град/10 м. Западными фирмами по такому типу профиля бурится подавляющее большинство скважин с горизонтальным участком ствола. Это обусловлено следующим:
- многие зоны осложнений могут быть разбурены вертикальным стволом и обсажены;
- длина интервалов применения отклонителей существенно меньше, чем для скважин с большим радиусом кривизны;
- точка забуривания искривленного ствола располагается ближе к точке вскрытия продуктивного горизонта, что повышает точность попадания в заданный круг допуска.
Однако проходка таких скважин требует специального инструмента, вписывающегося в принятый радиус кривизны.
Стандартный тип профиля со средним радиусом кривизны (рис. 7.5, ж) содержит наклонный прямолинейный участок 3, длина которого может меняться для обеспечения попадания ствола в заданную точку. Однако если накоплен значительный опыт бурения таких скважин, то этот участок может быть исключен (рис. 7.5, з). Интервалы 5 (рис. 7.5, ж) и 3 (рис. 7.5, з) имеют интенсивность искривления порядка 1 град/10 м и возникают самопроизвольно вследствие невозможности резкого перехода от криволинейного интервала к прямолинейному даже при применении стабилизирующих компоновок. Длина этих интервалов около 30 м.
При бурении с малым радиусом кривизны интенсивность искривления составляет от 4 до 10 град/м, при этом радиус кривизны находится в пределах от 6 до 15 м. Для бурения таких скважин используется специальный инструмент - гибкие бурильные трубы и УБТ, ведутся работы по созданию гибких забойных двигателей. Основное преимущество такого типа профиля - точный подход скважины к выбранному объекту эксплуатации. Однако при этом низка механическая скорость бурения, отсутствует серийная забойная аппаратура для контроля за положением ствола скважины, и сравнительно невелика длина горизонтального участка. Очевидно, что для более широкого внедрения такого типа профиля требуются дополнительные научные исследования и конструкторские разработки.
Для получения сверхмалых радиусов кривизны (от нескольких сантиметров до 0,6 м) используются высоконапорные струи воды, с помощью которых создаются стволы диаметром 40 - 70 мм. Этот метод пока применяют только в экспериментальных целях.
Скважины с горизонтальным участком ствола, сооружаемые в Западной Сибири, имеют комбинированный профиль. До кровли продуктивного пласта скважина буриться с интенсивностью искривления до 2 град/10 м (большой радиус кривизны по американской классификации). Зенитный угол скважины доводится при этом до 60-65О. В продуктивном пласте интенсивность искривления ствола составляет 8-10 град/10 м, и зенитный угол доводится до 90О, а далее продолжается бурение горизонтального интервала длиной до 1000 м. Имеется опыт бурения таких скважин при радиусах кривизны 250-460 м.
Дата добавления: 2019-02-12; просмотров: 1382; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!