Направленное бурение скважин

                                                     

     Однако, как указывалось ранее,  угол закручивания инструмента зависит от  многих факторов,  поэтому фактическое  его значение зачастую весьма существенно  отличается от принятого.  В связи  с этим в процессе искусственного искривления скважины производится определение фактического угла закручивания. При этом, как правило, используется графический метод. Для этого после бурения с отклонителем определенного интервала, например, 40 м,  производится замер фактического зенитного угла и азимута скважины. Далее от условного направления, принятого за северное, откладывается азимутальный угол скважины в начале интервала искривления a_н, а по полученному направлению в принятом линейном масштабе, например, 1^О = 1 см, откладывается начальный зенитный угол Q_н (точка А, рис. 20). В точке А от направления АD по часовой стрелке откладывается угол установки отклонителя y, а по полученному направлению в принятом линейном масштабе - угол пространственного искривления скважины j на пробуренном интервале. Этот угол определяется по формуле

                                                      

                                                                 j = i ^. h, (65) 

где i - интенсивность искусственного искривления  для используемого отклонителя, град/м (определяется из технической характеристики отклонителя); h - длина пробуренного интервала, м.

     Полученная  точка В соединяется с точкой О, при этом углы a_р и Q_р являются расчетными для пробуренного интервала.

    

     Затем в точке О от направления на север откладывается фактический (замеренный) азимут a_ф и по полученному направлению в принятом линейном масштабе фактический зенитный угол скважины Q_ф.

     Полученный  угол ВАС является поправкой к  углу закручивания инструмента,  принятого  по табл. 1 или 2. Эта поправка берется со знаком плюс,  если фактический азимут меньше расчетного,  и со знаком минус,  если a_ф > a_р.

     В случае,  если точки А, В и С  окажутся на одной прямой,  но В  и С не совпадают,  то это свидетельствует о том, что фактический угол закручивания инструмента равен принятому, но фактическая интенсивность искусственного искривления для используемого отклонителя отличается от указанной в технической характеристике.

     После определения величины поправки угла закручивания инструмента необходимо произвести корректировку угла установки отклонителя путем поворота колонны бурильных труб.

     Для более точного откладывания углов  на неподвижной части  ротора необходимо перевести  их значения в градусах в длину дуги окружности S стола  ротора по формуле 

                                                                 S = r ^. a/ 57,3, (66) 

где r - радиус стола  ротора; a - откладываемый угол.

     Длина дуги измеряется стальной рулеткой.

     В наклонном стволе используется косвенный  метод ориентирования, основанный на определении положения плоскости действия отклонителя относительно апсидальной плоскости скважины. Это существенно снижает затраты времени и повышает точность ориентирования отклонителя. В компоновку низа бурильной колонны включается так называемый магнитный переводник, представляющий собой обычный переводник, во внутренней боковой поверхности которого встроен постоянный магнит. Создаваемый им магнитный  поток имеет то же направление действия,  что и направление действия отклонителя. При ориентировании внутрь колонны бурильных труб опускается инклинометр с магнитной буссолью, например, типа КИТ. Разрыв реохорда (начало отсчета) буссоли инклинометра за счет эксцентричного груза рамки датчиков в наклонной скважине располагается в апсидальной плоскости. Магнитная стрелка буссоли, находящейся в магнитном переводнике, фиксируется в направлении действия отклонителя. При замере инклинометр показывает угол разворота плоскости действия отклонителя по отношению к азимуту скважины. Отсчитывается этот угол против хода часовой стрелки.

    

     Ориентирование  отклонителя в скважине практически  производится следующим образом. Предварительно определяется значение вспомогательного угла d по формуле

                                                                  d = a - a_м, (67) 

где a  -  фактический азимут скважины на забое;  a_м - азимут приемных мостков, значение которого берется из плана - программы на проводку скважины.

     Угол d откладывается на неподвижной части ротора от направления приемных мостков по часовой стрелке,  если он положителен и против часовой стрелки,  если отрицателен (рис. 21). На роторе ставится метка А - фактический азимут скважины.  От полученной метки А против хода часовой стрелки откладывается угол l, замеренный инклинометром в магнитном переводнике, на роторе ставится метка, а затем она переносится на переводник квадрата. Эта метка указывает направление действия отклонителя.

     Далее от метки А на роторе по часовой  стрелке откладывается угол установки отклонителя y и угол закручивания колонны бурильных труб w, определенные по  ранее приведенной схеме.  На роторе ставится метка О, затем путем вращения колонны бурильных труб ротором метка О на переводнике квадрата совмещается с меткой О на роторе, ротор закрывается и начинается процесс бурения скважины в новом направлении.

     В процессе бурения необходимо проводить  постоянный контроль за положением скважины в пространстве.  Для этого  производятся замеры зенитного угла и азимута через 12 - 25 м проходки в зависимости от условий бурения  и используемого отклонителя. Замеры производятся путем спуска инклинометра внутрь колонны бурильных труб. При этом для обеспечения замера азимута в КНБК включается 24 - 36 м ЛБТ между УБТ и стальными бурильными трубами.  Для исключения погрешностей при измерении инклинометр должен находиться не ближе 15 м от УБТ и 3 м от стального замка ЛБТ.  Таким образом, замер производится на некотором удалении от забоя. Для определения зенитного угла и азимута скважины непосредственно на  забое  чаще  всего используется графический метод.  Для этого от некоторого направления, условно принимаемого за северное, откладываются азимуты  ствола в начале интервала искусственного искривления и замеренный в ЛБТ a_т (рис. 22). По этим направлениям в принятом линейном масштабе откладываются соответствующие зенитные углы Q_н и Q_т. Полученные точки А и В соединяются между собой.  Величина отрезка АВ в принятом линейном масштабе равна углу пространственного искривления скважины j_т на интервале h_т от начала применения отклонителя до точки замера параметров искривления в ЛБТ. Следовательно, интенсивность пространственного искривления i_j  на этом интервале равна

                                                             

                                                                    i_j = j / h_т. (68) 

     Угол  пространственного искривления скважины j_з на интервале h от начала применения отклонителя до забоя составит 

                                                                    j_з= i_j ^. h. (69) 

     Значение  этого угла j_з в принятом линейном масштабе откладывается по направлению АВ от точки А.  Полученная точка С соединяется с точкой О, после чего определяются зенитный угол Q_з и азимут a_з на забое скважины. 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

7.  Неориентируемые  компоновки для управления

искривлением скважин 

     Использование различных типов отклонителей позволяет  искривлять скважины со значительной интенсивностью, однако при этом требуется время на их ориентирование. Следует отметить, что при выполнении этой операции зачастую по различным причинам происходят ошибки, что приводит к еще большим затратам времени. Поэтому для управления искривлением предлагаются различные КНБК, позволяющие бурить скважины в нужном направлении и не требующие ориентирования. Разные типы таких компоновок обеспечивают бурение вертикальных участков, прямолинейных наклонных, с малоинтенсивным увеличением или уменьшением зенитного угла. Однако при их использовании, хотя общие тенденции искривления сохраняются, но интенсивность колеблется в широких пределах в зависимости от конкретных геологических условий. Поэтому для каждого месторождения необходимо выявление закономерностей искривления для различных типов породоразрушающего инструмента, забойных двигателей, длины и диаметра УБТ, мест установки центрирующих элементов.

     Кроме того, применение различных компоновок дает хорошие результаты только в случае, если направления желаемого и естественного искривления совпадают или близки друг к другу. В противном случае эффективность использования КНБК значительно снижается.

     Стабилизация, уменьшение или увеличение зенитного угла наклонно направленных скважин достигается установкой в КНБК центратора на соответствующем расстоянии от  торца долота. На  рис. 23 показаны теоретические зависимости интенсивности искривления от этого расстояния для различных диаметров долот, турбобуров и центраторов [4]. Анализ приведенных графиков показывает, что общие тенденции искривления скважин для различных случаев сохраняются. При малом расстоянии до центратора интенсивность искривления близка к 0,  затем  возрастает до некоторого максимума, а затем   снижается.  Следует отметить существенное влияние диаметра центратора. При его уменьшении даже на 2 мм интенсивность искривления снижается в некоторых случаях в 2 раза.

    В компании ЮКОС при бурении вертикальных участков и участков стабилизации по зенитному углу и азимуту под 245 мм кондуктор используются компоновки включающие долото, калибратор, забойный двигатель Т 12РТ – 240 и второй калибратор, или долото, калибратор, забойный двигатель Т 12РТ – 240 с двумя наваренными на корпусе центраторами диаметром 282 мм.

    Эта же компоновка, но без центраторов  на корпусе позволяет увеличивать  зенитный угол с интенсивностью 1 – 5⁰ на 100 м при одновременном уменьшении азимута на 1 – 5⁰ на 100 м.

    При бурении под эксплуатационную колону для стабилизации параметров искривления используется компоновка состоящая из долота, калибратора, забойного двигателя 3ТСШ1 – 195 с двумя шестипланочными центраторами диаметром 213 мм на шпинделе. Такая компоновка, но с одним центратором позволяет стабилизировать зенитный угол с одновременным уменьшением азимута на 1 – 3⁰ на 100 м.

    При необходимости увеличении зенитного  угла  используются следующие компоновки: долото, калибратор, турбобур 3ТСШ1 – 195, на шпинделе которого установлена центрирующая коронка СТК диаметром 214 мм, или долото, два калибратора соединенных ниппельным проводником, турбобур 3ТСШ1 – 195. При применении этих компоновок зенитный угол повышается с интенсивностью 1 – 3⁰ на 100 м при одновременном уменьшении на 1 – 3⁰ на 100 м.

    Для мало интенсивного снижения зенитного угла на 1 – 3⁰ на 100 м используется компоновка состоящая из долота, калибратора, турбобура 3ТСШ1 – 195. При этом азимут также уменьшается на 1 – 3⁰ на 100 м. при необходимости уменьшении зенитного угла с интенсивностью до 3 – 15⁰ на 100 м применяются компоновки, включающие долото, переводник муфтовый, винтовой забойный двигатель Д – 2 – 195, переводник, ЛБТ 147х11 длиной 12 м или долото, переводник, труба ТБПК 127х11 длиной 6 - 8 м, калибратор, турбобур 3ТСШ1 – 195. При применении последней компоновки азимут скважины снижается с интенсивностью 3 – 5⁰ на 100 м.